戴志輝， 葛紅波， 陳 曦， 王增平

(1.華北電力大學 分布式儲能與微網河北省重點實驗室， 河北 保定 071003；2.國網保定供電公司，河北 保定 071000)

“手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)啟動與協(xié)調控制策略研究

戴志輝1， 葛紅波1， 陳 曦2， 王增平1

(1.華北電力大學 分布式儲能與微網河北省重點實驗室， 河北 保定 071003；2.國網保定供電公司，河北 保定 071000)

首先，采用含有分布式光伏電源和風機的“手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)，分析了系統(tǒng)的關鍵設備并確定了接地方式和各端口協(xié)調控制策略。其次，為避免系統(tǒng)啟動過程中出現(xiàn)過流現(xiàn)象、保護電力電子設備的安全，提出了一種柔性直流配電系統(tǒng)的啟動控制策略。然后，提出了一種保護系統(tǒng)與控制系統(tǒng)的協(xié)調策略，以確保故障被隔離后，非故障區(qū)域能夠正常運行。最后，采用PSCAD/EMTDC仿真分析了柔性直流配電系統(tǒng)的啟動和正常運行過程以及故障發(fā)生時系統(tǒng)運行方式的切換，驗證了柔性直流配電系統(tǒng)啟動控制和運行方式轉換策略的正確性。

柔性直流配電系統(tǒng)； 啟動控制； 協(xié)調策略； 直流變壓器； 運行方式

0 引 言

柔性直流輸電技術已經廣泛應用于遠距離大容量輸電，而在中低壓等級的配電網領域，直流供電系統(tǒng)還僅應用于一些工業(yè)園區(qū)、軌道交通牽引供電系統(tǒng)、飛機和艦船供電系統(tǒng)[1]等，尚未廣泛應用于城市供電系統(tǒng)。將基于VSC換流器的柔性直流技術應用于配電網能夠解決現(xiàn)有的配電網遇到的種種問題，其優(yōu)勢主要體現(xiàn)在以下幾個方面。

圖1 柔性直流配電系統(tǒng)Fig.1 Flexible DC Distribution system

首先，節(jié)約能源、綠色發(fā)展成為世界各國今后發(fā)展的共識，分布式電源技術如光伏發(fā)電、風力發(fā)電、微型燃氣輪機、生物質發(fā)電等快速發(fā)展，這些分布式電源在接入直流配電網要比接入交流配電網少一級DC-AC功率變換[2]，提升了能源轉換效率。其次，直流配電網本身具有技術經濟性，直流配電網沒有無功功率損耗和集膚效應，降低了線路電能損耗，相對于交流配電網需要通過3根導線傳輸電能，直流配電網只需要兩根導線，減少了城市輸電走廊占地面積[3]，且在同樣電壓等級下，直流比交流的配電容量要大[4]。再者，隨著經濟社會的發(fā)展，居民和工業(yè)負荷直接接入直流配電網更具有優(yōu)勢，一方面電動汽車、家用電子設備、LED照明設備等負荷都是直流性質的，直接采用直流配電網供電更能夠減少功率損耗；另一方面，空調、洗衣機和冰箱等交流負荷均采用了電力電子變頻技術，將其接入交流配電網需要經過AC-DC-AC變換才能夠實現(xiàn)變頻的目的，若將其接入直流配電網則只需要進行DC-AC變換，可以省去一級功率變換。

柔性直流配電技術能夠構建靈活、堅強、高效的配電網并成為充分利用可再生能源的有效途徑，其被認為在未來會替代交流配電網，成為配電網的主要形式[5]。2004年，基于分布式電源的直流配電系統(tǒng)被意大利的米蘭理工大學提出[6]，2011年9月德國德累斯頓國際電工會議指出直流配電技術適合未來配電網的發(fā)展。當前，美國、日本、歐洲和韓國等都展開了對柔性直流配電網的研究，我國在深圳地區(qū)已建立了柔性直流配電網示范工程，并初步對其電壓等級、技術架構、控制策略，故障和保護方案等進行了研究[7-10]。

但是，由于缺乏運行檢驗和相關標準以及相關技術的不足，柔性直流配電系統(tǒng)的應用目前仍受到了很大限制。本文采用了一種含有分布式電源光伏電池和風力發(fā)電的“手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)拓撲結構，分析了關鍵設備的模型，確定了系統(tǒng)接地方式和多端協(xié)調控制策略。提出了一種柔性直流配電系統(tǒng)的啟動控制策略，并在PSCAD/EMTDC中建立“手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)，對其啟動和正常運行以及運行方式的切換進行了仿真分析和驗證。

1 “手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)構成

1.1系統(tǒng)架構

柔性直流配電系統(tǒng)主要包含有交流電源、換流變壓器、換流電抗器、濾波器、VSC變換器、DC/DC直流變壓器、直流斷路器、限流電抗器、負荷、分布式電源等。本文設計了如圖1所示的“手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)，該系統(tǒng)有兩個換流站經110 kV/10 kV變電站與110 kV交流主網相聯(lián)接，這樣可以在一個換流站退出運行或者中間線路發(fā)生故障后，確保非故障區(qū)域仍然能夠正常供電。T3-T6換流站與負荷相連。端口T3和T6是直流負荷端口，端口T3所接的負荷為含有分布式電源光伏發(fā)電的直流負荷，端口T6是不含分布式電源的直流負荷。端口T4和T5是交流負荷端口，其中端口T4所接的負荷為不含分布式電源的交流負荷，端口T5所接的負荷是含有風力發(fā)電的交流負荷。故端口T1、T2、T3、T5要求功率可以雙向流動，而端口T4和T6功率只能單向流動。

該系統(tǒng)架構具有以下工程意義：(1)有利于負荷側光伏、風機等分布式發(fā)電并網；(2)在直流側故障時，只需要斷開與故障相關的直流斷路器，非故障區(qū)域仍然能夠恢復正常運行，提高系統(tǒng)供電可靠性；(3)該架構不僅可以向直流負荷供電，也可以通過逆變器向交流負荷供電。

1.2電壓等級

本文以±10 kV作為中壓直流配電網的電壓等級，即VSC2控制直流側電壓為±10 kV，低壓直流配電網的電壓等級為±750 V和±400 V，其中雙向直流變壓器BDCT低壓側電壓控制為±750 V，單向直流變壓器UDCT低壓側電壓控制為±400 V，Inverter1和Inverter2交流側出口電壓為10 kV，風力發(fā)電的出口額定電壓為0.69 kV，Inverter3交流側電壓為380 V。

1.3關鍵設備

1.3.1 VSC換流器

端口T1、T2、T4和T5均采用VSC換流器，起到聯(lián)接交流系統(tǒng)和直流系統(tǒng)的作用。其控制采用常用的基于比例積分(Proportional Integral，PI)調節(jié)器的電壓、電流雙閉環(huán)解耦的直接電流控制。根據外環(huán)控制量的不同可分定有功功率控制、定無功功率控制、定直流電壓控制和定交流電壓控制[8]。本文研究的系統(tǒng)中，各端口需要協(xié)調配置控制策略，且至少需要一個平衡節(jié)點。

1.3.2 直流變壓器

端口T3和T6是與±10 kV直流配電網直接相連的DC-DC直流變壓器，本文采用雙主動(dual active bridge, DAB)直流變換器。DAB的拓撲結構如圖2所示，兩個高頻H橋經高頻變壓器相連接，V1和V2分別是兩側H橋的直流電壓，Vh1和Vh2分別為兩側H橋輸出的交流電壓。DAB具有功率密度高、易于實現(xiàn)軟開關、電壓傳輸比大、功率雙向流動的優(yōu)點[11]，已吸引眾多學者對其在直流配電網的應用進行了研究[12-13]。對DAB的控制主要是移相控制，根據移相角度數目的不同可分單移相控制(sigle-phase-shift, SPS)、雙移相控制(dual-phase-shift, DPS)和三移相控制(triple-phase-shift, TPS)。隨著控制變量的增多，其控制越靈活，越能夠降低變換器損耗，功率調節(jié)范圍越大，同時實現(xiàn)起來也愈加復雜。

圖2 DAB DC-DC變換器拓撲結構Fig.2 Topology of DAB DC-DC converter

本文在仿真系統(tǒng)中采用SPS控制技術，對于T3和T6端口的DC-DC變換器，由于其高壓側母線電壓分別由VSC1和VSC2控制，因此，要穩(wěn)定系統(tǒng)運行只需要控制T3和T6端口低壓側直流電壓即可，其控制器如圖3所示。

圖3 DAB低壓側直流電壓控制Fig.3 Low-voltage side DC voltage control of DAB

其中V2ref為DC-DC變換器輸出電壓的參考值。DAB直流變換器傳輸的有功和無功功率為[14]

(1)

其傳輸的有功率為移相比D的二次函數，當D=0.5時能傳輸最大的有功功率，但隨著D的增大傳輸的無功功率也隨之增大，為了減少無功損耗，同時又不影響有功傳輸，D的取值范圍為[-0.5,0.5]。

端口T3和T6所連接的DC-DC變換器的不同之處在于T3所聯(lián)接的DC-DC變換器要求功率可以雙向流動，而T6由于沒有接分布式電源因此只需要其功率單向傳輸即可，這時只需要調整D的取值范圍即可，T3對應的移相比的取值范圍是-0.5≤D≤0.5，而T6對應的移相比的取值范圍是0≤D≤0.5。

1.3.3 直流斷路器

本文采用ABB公司設計的混合式直流斷路器，其拓撲結構如圖4所示。在正常運行時，負荷電流流經超高速隔離開關(ultra-fast disconnector, UFD)，主開關的電流為零，當混合直流斷路器收到跳閘信號后，負荷轉換開關打開將電流轉移到主開關，然后將UFD打開，最后打開主開關從而切斷直流電流，避雷器可以限制負荷轉換開關和主開關的暫態(tài)過電壓。

圖4 ABB混合直流斷路器原理圖Fig.4 Schematic diagram of ABB hybrid dc circuit breaker

1.3.4 分布式電源并網

(1)光伏電池接入

將光伏電站并入直流配網可省去DC-AC變換器和濾波裝置，圖5給出了光伏發(fā)電并入直流配電網的主電路及控制電路。與光伏電站直接相連的是Boost DC-DC升壓電路，其目標是實現(xiàn)光伏發(fā)電的最大功率跟蹤，光伏升壓后接入±750 V低壓直流配電系統(tǒng)，再經BDCT與±10 kV中壓直流配網相連。

圖5 光伏發(fā)電并網主電路及控制電路框圖Fig.5 PV integration circuit and control strategy diagram

(2)風力發(fā)電接入

風力發(fā)電并入直流配網的原理如圖6所示。風力發(fā)電出口電壓為0.69 kV，經變壓器升壓為10 kV后再經AC-DC變換接入±10 kV中壓直流配網。較之接入交流配電網，可省去一級DC-AC變換。

圖6 風機接入直流配電網Fig.6 Wind power connected with DC distribution grid

2 新的系統(tǒng)啟動和多端口協(xié)調控制策略

2.1接地方式

柔性直流配電系統(tǒng)不對稱故障的故障特性受到VSC換流站接地方式的影響[15]，可以配置接地點的位置有換流變壓器中性點、直流側電容中點以及任一條直流電纜線路，當前，尚無相關標準對多端直流系統(tǒng)的接地方式做出規(guī)定。直流系統(tǒng)發(fā)生的單極接地故障后被隔離后，若要消除不平衡電壓、恢復系統(tǒng)的對稱運行，則至少有一個端口的換流變壓器的閥側需要進行接地，考慮到與交流主網相連接的VSC1和VSC2可能獨立運行，本文對T1和T2端口的換流變壓器采用閥側中性點直接接地，交流網側Δ接的接地方法。

2.2正常運行時各端口的協(xié)調控制

對于圖1所示系統(tǒng)，本文采用單點電壓控制方式，即在正常運行時只有一個端口控制中壓直流系統(tǒng)的電壓。與交流主網相連接的端口有T1和T2，其中T2端口采用定直流電壓控制，T1端口采用定功率控制；與負荷側相連的端口有T3、T4、T5和T6，由于負荷側沒有電源或者電源難以維持穩(wěn)定電壓，因此這些端口均采用定負荷側電壓控制，以維持負荷側電壓的穩(wěn)定。光伏發(fā)電和風力發(fā)電采用最大功率跟蹤控制。

2.3新啟動控制策略

針對VSC1和VSC2換流站，在VSC換流器交流側配置串聯(lián)限流電阻RL，如圖7所示。換流站啟動時打開開關SL，同時閉鎖VSC換流器的觸發(fā)脈沖，交流系統(tǒng)經過反并聯(lián)二極管向直流側電容充電，此時相當于三相不控整流電路，穩(wěn)定時的直流電壓VD1的大小為

(2)

V1為交流側線電壓，本文V1=10 kV，相應的VD1=13.5 kV，為直流側額定電壓的67.5%。在直流電壓達到VD1以前，需要解除VSC2換流站的觸發(fā)脈沖，以進一步提升直流系統(tǒng)電壓。本文設定當直流電壓達到額定值的60%時，VSC2換流站解除閉鎖。當直流電壓上升到額定電壓的95%時再閉合開關SL，切除限流電阻。

圖7 VSC換流站啟動限流電阻配置Fig.7 Configuration of current-limiting resistance when VSC station started

中壓直流系統(tǒng)電壓上升到額定電壓的90%時，VSC1換流站也從限流充電狀態(tài)切換為定功率運行方式。BDCT、UDCT、Inverter1、Inverter2和Inverter3在系統(tǒng)開始啟動時，均只需要閉鎖其IGBT的脈沖觸發(fā)信號，當檢測到其端口電壓上升到額定電壓的95%時，觸發(fā)脈沖從閉鎖狀態(tài)轉換到解除狀態(tài)。

對于分布式電源光伏發(fā)電和風力發(fā)電來說，在啟動時分別將光伏電站和風機退出運行，當光伏電站檢測到其與低壓直流配電網相連接的直流電壓上升到額定電壓的95%時，風機檢測到其與低壓交流配網相連的接口交流電壓上升到額定電壓的95%時，再分別將其投入運行，啟動策略控制框圖如圖8所示。圖中將整個啟動過程分為Ⅰ～Ⅴ共5個階段。

圖8 啟動控制策略Fig.8 Start control strategy

2.4保護系統(tǒng)與控制系統(tǒng)的協(xié)調

當中壓直流線路發(fā)生故障后，保護系統(tǒng)會令與故障相關的直流斷路器跳閘。如圖9所示，當故障發(fā)生在直流線路k1點時，其兩側的直流斷路器DCCB1和DCCB2跳閘；當故障發(fā)生在直流母線k2點時，與該直流母線相連接的直流斷路器DCCB2、DCCB3和DCCB4跳閘。

圖9 直流系統(tǒng)故障Fig.9 DC system fault

故障被隔離后，系統(tǒng)將由兩端供電運行方式變?yōu)閮啥烁綦x運行方式，由于VSC2采用定直流電壓控制，因此VSC2側的直流系統(tǒng)仍然能夠保持電壓在正常水平。VSC1采用的是定功率控制，此時VSC1換流站的電壓與該換流站控制傳輸的功率PC和該換流站相連的負荷PL的大小有關，若PC>PL，則VSC1的電壓高于額定值，反之，VSC1的電壓低于額定值。若負荷不斷變動，則VSC1的電壓也隨之變動，此時要保證VSC1端口及其相連的負荷能正常運行，需將VSC1的控制方式從定功率控制轉換為定直流電壓控制，即需要保護系統(tǒng)和控制系統(tǒng)相互協(xié)調配合：在保護系統(tǒng)動作后，控制系統(tǒng)做出相應的調整，以保證健全區(qū)域能夠正常運行。

本文提出的保護系統(tǒng)與控制系統(tǒng)協(xié)調策略如下：VSC1換流站接收中壓直流系統(tǒng)各個直流斷路器DCCB1、DCCB2……DCCBn的開關信號s1、s2……sn，并定義直流斷路器的開關函數如下：

(3)

其中，x表示直流斷路器的編號1、2……n。

定義Control為s1、s2……sn的邏輯“或”運算(OR)，即：

Control=s1(OR)s2(OR)s3……(OR)sn

(4)

當Control=0時，VSC1采用定功率控制；當Control=1時，VSC1采用定直流電壓控制。這樣可保證保護系統(tǒng)將故障隔離后，任何健全區(qū)域均有一個平衡節(jié)點，提升了系統(tǒng)的供電可靠性。

3 仿真分析驗證

3.1啟動及正常運行仿真

在PSCAD/EMTDC中搭建圖1所示的柔性直流配電系統(tǒng)。中壓直流線路采用頻率相關域模型(Frequency Dependent Model)，其中線路1和5直接與換流站端口相連，線路2、3、4的長度分別為15 km、10 km、15 km。仿真時間為4 s，步長為20 μs。各換流站的電壓和容量如表1所示。

表 1 各換流站的電壓和容量

設定各換流站直接相連接的交直流負荷在各個時間段的數值如表2所示，此外，設定VSC1傳輸的功率為4 MW。

表 2 各端口所連接的負荷在各個時間段的數值

圖10為T1和T2端口的電壓值，圖中標出了系統(tǒng)在啟動過程中的第Ⅰ階段和第Ⅱ階段。系統(tǒng)剛啟動時直流電壓上升迅速，當電壓接近于式(2)時，直流電容充電電流減小，電壓上升速度變慢；當電壓值達到額定值的60%時，第Ⅱ階段啟動，此時VSC2開始工作以繼續(xù)升高電壓，當T1端口的電壓值達到額定值的90%后，VSC1也工作于正常狀態(tài)。正常工作后，由于T2端口采用定直流電壓控制，因此其電壓保持平穩(wěn)，該端口自動調整功率出力來平衡負荷的變化。而T1端口功率出力保持不變，負荷的變化會引起潮流變化，進而引起電壓變化，因此T1端口的電壓有一定的波動。

圖10 各端口電壓Fig.10 Voltage of each terminal

在T3～T6端口換流站解除閉鎖前，直流側功率不能通過續(xù)流二極管流向交流側，因此其電壓保持為0；當IGBT解除閉鎖后，負荷側電壓開始迅速上升。當T3～T6端口檢測到中壓直流線路上的電壓上升到額定值的95%時，再解除閉鎖運行于正常方式。各換流站及分布式電源達到啟動閥值的時刻如表3所示。

表3各換流站及分布式電源啟動時間

Tab.3 Start time of converter stations and distributed generators

換流站T1T2T3T4T5啟動時刻/s0532102523054280518404922換流站T6T7PVWind-啟動時刻/s05605056810583606013-

其中，PV和Wind分別表示光伏發(fā)電和風力發(fā)電。盡管仿真系統(tǒng)負荷波動劇烈，但系統(tǒng)仍然有著較高的供電質量。其中VSC1換流站的最大電壓偏差為2.36%，發(fā)生在第2～3 s；直流負荷端口T3的最大電壓偏差則為1.85%，T6的最大電壓偏差為2.11%；交流負荷端口T4的最大電壓偏移為1.39%，發(fā)生在第3 s負荷突變時；T5端口最大電壓偏移為1.02%，發(fā)生在風力發(fā)電風速突變時。

光伏發(fā)電和風力發(fā)電的功率出力如圖11所示，光伏和風機的功率出力均是一個變量。在T5端口電壓上升到額定值的95%以前，T5端口會向風機側流入充電電流，因此此時的功率為負，而光伏電源由于Boost電路中二級管的作用，功率只能由電源流出，功率不會出現(xiàn)負值。其余交直流負荷數值如表3所示，T3端口和T6端口流過的功率值就等于表3中的數值分別減去光伏和風力發(fā)電的出力。

圖11 光伏發(fā)電和風力發(fā)電出力Fig.11 Power output of PV and wind generation

以BDCT換流站為例，直流負荷端口的功率流動情況如圖12所示，在BDCT閉鎖時，BDCT的移相比工作于最大值，在BDCT啟動后，BDCT根據式(1)自動控制移相比大小來控制傳輸功率的大小，以維持電壓恒定。由式(1)可知，當D為正值時，功率從中壓直流配網流向低壓直流配網，反之，功率從低壓直流配網流向中壓直流配網。

圖12 BDCT功率與移相比Fig.12 Power and phase-shift-ratio of BDCT

結合表3和圖12知，在2 s時，BDCT所連接的直流負荷被切除，但光伏發(fā)電仍在向外輸出功率，這時BDCT向低壓直流配網傳輸的功率為負值，移相比D隨之也調整為負值，光伏發(fā)出的電能經BDCT傳輸到中壓直流配網中，這也驗證了BDCT換流站的功率反轉能力。

圖13 VSC1和VSC2有功功率出力Fig.13 Active power output of VSC1 and VSC2 station

正常運行時VSC1保持定功率控制，其有功功率大小為4 MW，負荷的變化由VSC2端口來平衡，VSC1和VSC2的功率如圖13所示。由圖可知，在VSC1解除閉鎖前，交流電網通過VSC1的續(xù)流二極管有不可控的功率流過，在VSC1解除閉鎖后，其從交流側吸收的功率值保持恒定，為整個直流配電系統(tǒng)的功率節(jié)點，VSC2從傳輸的功率則隨著負荷大小的變化而變化。

3.2運行模式切換仿真

在中壓直流線路3上靠近Inverter2處施加極間短路，故障發(fā)生時間為1.2 s，設定故障檢測時間為1.8 ms，混合直流斷路器從接收跳閘命令到完全隔離故障時間為3 ms，即在故障發(fā)生后4.8 ms，中壓直流線路3上兩端的直流斷路器將故障隔離。當VSC1換流站接收到線路3兩端直流斷路器的跳閘信號后，考慮到通信信號延時，在故障發(fā)生后6 ms時，VSC1換流器的控制方式由定功率控制轉換為定直流電壓控制，各端口的電壓情況如圖14所示。

圖14 各端口電壓Fig.14 Voltage of each terminal

由圖可知，離故障點越近的變換器受到的影響越大，其中VSC1換流站距離最遠，因此其受到的影響較小。假定DC-DC直流變壓器正常運行時的負荷電阻為R，根據式(1)，有如下等式關系：

(5)

令：

F(D)=D(1-D)

(6)

整理式(5)、(6)，設定V1和V2的額定值分別為V1n和V2n，要保持V2穩(wěn)定，則V1的最小值需為

(7)

其中，F(xiàn)(D)max為F(D)的最大值。因此在BDCT和UDCT參數和負荷值確定的情況下，當其中壓直流側電壓V1剛開始降低時，F(xiàn)(D)增大以抵消這種變化使得V2能夠保持恒定，當F(D)增大到最大值時，若V1繼續(xù)降低，則V2會隨著V1的降低而降低。由圖14(b)可知，在故障過程中，BDCT的中壓直流側電壓尚未達到式(7)所計算的值，而UDCT的中壓直流側電壓下降幅度較大，超出了其能夠控制負荷側電壓穩(wěn)定的范圍。

此外，受到故障影響的換流站在故障隔離并且VSC1控制方式切換后，電壓很快恢復到正常狀態(tài)，系統(tǒng)恢復正常運行，且無換流站退出運行，從故障發(fā)生到全部換流站恢復正常運行，所需時間不到0.15 s，保證了 “手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)具有較高的供電可靠性。

圖15 VSC1換流站傳輸有功功率Fig.15 Active power output of VSC1 convertor station

圖16 VSC1換流站直流側電壓Fig.16 DC-side voltage of VSC1

在VSC1換流站運行方式發(fā)生改變后，其傳輸的功率要視與之相連的BDCT和Inverter1負荷大小而定，而在故障前VSC1保持定功率運行，其有功功率固定為4 MW，其在故障前后傳輸的有功功率如圖15所示。圖16對比了VSC1側直流電壓在運行方式切換和不切換情況下的電壓情況，由圖可知，在故障隔離后若不切換運行策略，則VSC1換流站的電壓將會隨著負荷的變動而劇烈波動，遠離電壓正常工作范圍，因此保護系統(tǒng)和控制系統(tǒng)的協(xié)調控制是非常有必要的。

4 結 論

研究了多端柔性直流系統(tǒng)的啟動控制、正常運行和故障情況下運行方式的切換策略，該系統(tǒng)：

(1)既可以向有源網絡供電，也可以經逆變換流站向無源交流負荷供電，經直流變壓器向無源直流負荷供電，潮流可控，用戶既可以從電網取電，也可以向電網供電，具備更高的靈活性和智能性。

(2)有利于大規(guī)模清潔能源的靈活接入，可作為各種能源互聯(lián)的子系統(tǒng)之一，適應于能源互聯(lián)網的發(fā)展。

(3)系統(tǒng)響應速度快，在負荷發(fā)生突變時能迅速調整換流站傳輸功率，以較小的電壓波動、在較短的時間內達到穩(wěn)定狀態(tài)，具有較高的電能質量。

(4)在故障發(fā)生時，系統(tǒng)可以靈活轉換控制策略降低停電設備數目，高速動作的直流斷路器在5 ms內切除直流系統(tǒng)故障，系統(tǒng)電壓能在0.15 s內重建，具有較高的供電可靠性。

[1] 畢大強，張芳，曾祥君，等．船舶直流區(qū)域配電網的故障恢復研究 [J]．電力系統(tǒng)保護與控制，2015，43(19)：60-65．

[2] NOROOZIANA R, ABEDIB M, GHAREHPETIANB G B, et al. Distributed resources and DC distribution system combination for high power quality [J]. Electrical Power and Energy Systems, 2010, 32(7): 769-781.

[3] 江道灼，鄭歡．直流配電網研究現(xiàn)狀與展望 [J]．電力系統(tǒng)自動化，2012，36(8)：98-104．

[4] 王丹，柳依然，梁翔，等．直流配電網電壓等級序列研究 [J]．電力系統(tǒng)自動化，2015，39(9)：19-25．

[5] DONCKER R D, MEYER C, LENKE R U, et al. Power electronics for future utility applications [C]. 7th International Conference on Power Electronics and Drive Systems, 2007: 1-8.

[6] BRENNA M, TIRONI E, UBEZIO G. Proposal of a local dc distribution network with distributed energy resources [C]. 11th International Conference on Harmonics, 2004: 397-402.

[7] 盛萬興，李蕊，李躍，等．直流配電電壓等級序列與典型網絡架構初探 [J]．中國電機工程學報，2016，36(13)：3391-3403,．

[8] 季一潤，袁志昌，趙劍鋒，等．一種適用于柔性直流配電網的電壓控制策略 [J]．中國電機工程學報，2016，36(2)：335-341．

[9] 吳鳴，劉海濤，陳文波，等．中低壓直流配電系統(tǒng)的主動保護研究 [J]．中國電機工程學報，2016，36(4)：891-899．

[10] 高一波，徐習東，金陽忻，等．交流側接地故障對直流配電網電壓平衡影響 [J]．電網技術，2014，38(10)：2665-2670．

[11] INOUE S, AKAGI H. A bidirectional isolated DC-DC converter as a core circuit of the next-generation medium-voltage power conversion system [J]. IEEE Transactions on Power Electronics, 2007, 22(2): 535-542.

[12] 李建國，趙彪，宋強，等．直流配電網中高頻鏈直流變壓器的電壓平衡控制策略研究 [J]．中國電機工程學報，2016，36(2)：327-334．

[13] KARTHIKEYAN V, GUPTA R. Closed-loop control of isolated dual active bridge converter using dual phase shift modulation[C]. Conference of the IEEE Industrial Electronics Society, 2015: 2800-2805.

[14] 陳太俊．雙有源橋雙向DC/DC變換器控制策略的研究[D]．哈爾濱：哈爾濱工業(yè)大學，2016．

[15] JIN YANG, FLETCHER J E, O′REILLY J. Short-circuit and ground fault analyses and location in VSC-based DC network cables [J]. IEEE Transactions on Industrial Electronics, 2012, 59(10): 3827-3837.

Start-up And Coordination Control Strategy in “Hand-in-hand” Multi-terminal Flexible DC Distribution System

DAI Zhihui1, GE Hongbo1, CHEN Xi2, WANG Zengping1

(1. Hebei Key Laboratory of Distributed Energy Storage and Microgrid，North China Electric Power University, Baoding 071003, China； 2. Baoding Power Supply Company of State Grid, Baoding 071000, China)

Firstly, A “hand-in-hand” multi-terminal FDCDS which contains photovoltaic cell and wind turbines is adopted for further analysis of key equipment, and the grounding mode and coordination control strategy of each terminal were verified. Secondly, a new start control method of the FDCDS is proposed to protect the power electronic equipment from the overcurrent while the system starts up. Then, a coordination strategy of protection system and control system is put forward. And this strategy can make sure the non-fault areas function normally when the fault area is isolated. Finally, the startup control method, the normal operation, and the switching of operation modes when fault happened are analyzed by using the PSCAD/EMTDC software. The results indicate the validity of both the startup control method and the switching strategy of function modes of Flexible DC Distribution System.

flexible DC distribution system; start up control; coordination strategy; DC transformer; operation mode

10.3969/j.ISSN.1007-2691.2017.05.01

TM77

A

1007-2691(2017)05-0001-09

2016-11-02.

國家重點研發(fā)計劃專項課題(2016YFB0900203)；國家自然科學基金資助項目(51307059)；河北省自然科學基金項目(E2014502065)；中央高?；究蒲袠I(yè)務費專項資金資助項目(2017MS069).

戴志輝 (1980-)，男，副教授，研究方向為電力系統(tǒng)保護與控制；葛紅波(1992-)，男，碩士研究生，研究方向為電力系統(tǒng)保護與控制；陳曦(1981-)，女，高級工程 師，主要研究方向為電網規(guī)劃與經濟運行；王增平(1964-)，男，教授，博士生導師，研究方向為電力系統(tǒng)保護與控制、新能源電力系統(tǒng)等。