蔡仲啟，譚惠婷，劉靜佳，龍永平，楊俊華

(1.廣東電網(wǎng)有限責任公司珠海供電局，廣東 珠海 519000；2.北京四方繼保自動化股份有限公司，北京 100085；3.廣東工業(yè)大學 自動化學院，廣東 廣州 510006)

在全球能源環(huán)境問題凸顯及社會經(jīng)濟快速發(fā)展的時代背景下，傳統(tǒng)交流配電網(wǎng)正面臨多分布式電源接入，交直流負荷并存，供電容量、質量、可靠性需求不斷提高等諸多挑戰(zhàn)[1-3]。柔性直流(以下簡稱“柔直”)技術憑借有功/無功可同時獨立調節(jié)、諧波水平低、無源供電能力強以及易于構建多端直流系統(tǒng)等特點，愈發(fā)受到關注[4-7]。與傳統(tǒng)交流配電網(wǎng)相比，基于柔直技術的交直流混合配電網(wǎng)控制更加靈活，能更好地接納分布式電源及直流負荷，從而有效緩解城市電網(wǎng)輸電走廊緊張與供電容量不足的矛盾，大大提高配電網(wǎng)的電能質量與供電可靠性，已成為現(xiàn)代城市配電網(wǎng)的重要發(fā)展趨勢[8-10]。近年來，國內外已建成多個柔直配用電示范工程：2016年，德國亞琛工業(yè)大學搭建了單端放射結構的直流配電系統(tǒng)；2017年，北京供電局在延慶建設了交直流混合配電示范系統(tǒng)，通過三端柔直開閉站實現(xiàn)交流配電網(wǎng)互聯(lián)，提高供電可靠性；至2018年底，貴州五端柔直配電網(wǎng)示范工程與珠海三端柔直配電網(wǎng)示范工程相繼投運[11-12]。

針對柔直配電技術在可行性、仿真、優(yōu)化、控制、保護、應用等方面問題，近年來已有不少研究[13-20]。其中：文獻[17]針對柔直配電網(wǎng)線路單極接地故障，提出一種基于電容主動放電脈沖的故障選線方案；文獻[18]設計了“手拉手”多端柔直中壓配電網(wǎng)的線路保護方案；文獻[19]在系統(tǒng)區(qū)域故障分析的基礎上，提出柔直配電系統(tǒng)的絕緣配合方案；文獻[20]以柔直配電技術在能源互聯(lián)網(wǎng)中的應用為背景[21]，提出一種基于中壓柔直配電技術的能源互聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)。

文獻[22]基于110 kV變電站單母分段接線方式，研究柔性多狀態(tài)開關接入10 kV饋線對110 kV線路備自投邏輯產(chǎn)生的影響；分析了柔性開關孤島運行模式下備自投拒動的原因，進而提出直接閉鎖及修改備自投邏輯2種應對策略。然而：①對修改備自投邏輯策略只進行了大致描述，并未給出具體動作邏輯；②故障時采用直接閉鎖方式雖然簡單易行，但未考慮供區(qū)負荷的重要性差異，因供區(qū)負荷一般大于柔性開關容量，進線電源故障時柔性開關將大概率直接閉鎖或轉饋線孤島運行(斷開所在饋線出線特征開關)，不能為供區(qū)內重要負荷的快速復電提供有力支撐(復電速度仍由備自投動作時間決定)；③當變電站2路進線電源均失去時，只能維持柔性開關所在饋線的持續(xù)供電，柔性開關的孤島運行能力未能得到充分利用；④未考慮柔性開關孤島運行模式下的同期并網(wǎng)問題，即使進線故障后柔直系統(tǒng)容量足以維持供區(qū)全部負荷供電，若要求備自投動作，仍需短時停電；⑤文中所討論的110 kV側單母分段接線配合線路備自投運行方式，當發(fā)生進線故障時會導致全站失壓，直至備自投動作成功后方能恢復，若備自投拒動，則全站負荷將持續(xù)失壓，不適用于對供電可靠性要求高的場合，故在當前110 kV城區(qū)變電站中應用并不普遍。

為提高供電可靠性，當前城市負荷中心110 kV變電站普遍采用線變組接線方式，進線多為電纜線路(停用線路重合閘)，因進線故障導致10 kV母線失壓時，通過10 kV分段備自投技術恢復供電；但由于備自投裝置的動作延時及機械式開關的固有動作時間，失壓母線上的負荷勢必會遭受短時停電。柔直配電系統(tǒng)接入變電站10 kV母線后，利用其控制靈活、迅速的特點，可在上級電源故障跳閘時實現(xiàn)母線上重要負荷的快速復電，這對城市核心關鍵負荷來說，具有重要的實際應用意義。為此，本文以柔直配電系統(tǒng)接入110 kV城區(qū)變電站為研究背景，在分析柔直配電系統(tǒng)對10 kV備自投邏輯影響的基礎上，通過軟硬件設計相結合的方式，研究基于柔直配電系統(tǒng)的變電站10 kV交直流備自投技術，實現(xiàn)提高供區(qū)重要負荷供電可靠性的目的。

1 柔直配電系統(tǒng)對10 kV備自投邏輯的影響

圖1所示為典型110 kV變電站線變組接線方式(其中“主變”為主變壓器簡稱，500、501、502為開關編號)，正常運行時1號、2號主變分別為10 kV Ⅰ母、Ⅱ母供電，分段開關500熱備用，10 kV分段備自投功能投入。當一路110 kV進線故障跳閘后，對應的10 kV母線失壓，若此時另一段10 kV母線電壓正常，則分段備自投裝置經(jīng)延時動作，先切失壓母線上級主變變低開關，再合分段開關500恢復失壓母線負荷供電。

圖1 110 kV變電站線變組接線圖

設柔直系統(tǒng)經(jīng)開關503接入變電站10 kV Ⅰ母，其所在饋線無分支負荷，如圖2所示(其中“聯(lián)變”為聯(lián)絡變壓器簡稱，MMC為模塊化多電平換流器，F(xiàn)1—F10為饋線開關)。柔直系統(tǒng)運行時既可作為負荷從Ⅰ母吸收功率，也可作為電源向Ⅰ母發(fā)出功率，其對10 kV備自投邏輯的影響如下：

a)柔直系統(tǒng)作為Ⅰ母的潛在電源，其控制策略將直接影響分段備自投裝置的動作情況。設線路1故障跳閘，若柔直系統(tǒng)選擇經(jīng)低壓故障穿越后轉VF模式孤島運行，則Ⅰ母電壓恢復，將導致分段備自投裝置檢無壓動作判據(jù)失效。

圖2 柔直配電系統(tǒng)接入110 kV變電站接線圖

b)柔直系統(tǒng)的最大出力有限，需考慮其轉供Ⅰ母孤島運行模式下的功率平衡問題。

c)柔直系統(tǒng)轉供Ⅰ母后，若Ⅱ母交流系統(tǒng)供電正常，可將柔直系統(tǒng)并網(wǎng)運行，此時需考慮交直流系統(tǒng)的同期并列問題。

d)分段備自投只在變電站發(fā)生“N-1”事故時起作用，無法應對“N-2”事故情況(全站交流電源失去)。而柔直系統(tǒng)在變電站發(fā)生“N-2”事故時仍能作為電源自投于10 kV母線。

由上述分析可知，對于存在柔直配電系統(tǒng)接入的110 kV變電站，常規(guī)10 kV分段備自投裝置已不再適用?；谀壳皣鴥?0 kV分段備自投裝置應用非常廣泛，更換工作量大，本文從工程應用角度出發(fā)，設計一種與之相配合的10 kV柔直備自投裝置，在充分利用現(xiàn)有設備的前提下，補充擴展變電站10 kV備自投功能。

2 10 kV柔性直流備自投裝置

2.1 裝置功能

a)運行方式識別。如圖1所示，110 kV變電站線變組接線方式下具有正常與“N-1”2種典型運行方式：采用正常運行方式時，2路交流電源正常供電，分段開關熱備用，分段備自投功能投入；采用“N-1”運行方式時，一路交流電源停供，另一路供全站負荷，分段開關合閘運行，分段備自投功能退出。變電站運行方式對備自投動作策略有直接影響，裝置根據(jù)站內各開關位置開入信號，實時判斷變電站的運行方式，進而采取相應動作策略。

b)模式選擇。變電站正常運行方式下，作為備用電源的交直流系統(tǒng)存在優(yōu)先性選擇問題。一級備用電源的選擇會影響備自投的動作策略及轉供效果，裝置設置模式選擇功能，供用戶根據(jù)需求選擇變電站正常運行方式下的一級備用電源。

c)切負荷。柔直備投前，若母線負荷超過柔直系統(tǒng)的最大出力，裝置將按照“分級過切”原則切除適量負荷，防止柔直系統(tǒng)過載運行。

d)柔直系統(tǒng)同期并網(wǎng)。若柔直備投后全站交流電源并未全部失去，可通過10 kV母線分段開關檢同期并網(wǎng)運行。裝置取10 kV兩段母線電壓互感器(voltage transformer，VT)二次電壓作為模入、母線分段開關合閘命令作為開出，輔以電壓同期判據(jù)，避免柔直系統(tǒng)非同期并網(wǎng)引發(fā)大電流沖擊。

e)自投于故障閉鎖備自投。裝置動作自投于故障時，迅速閉鎖自投并向分段備自投裝置發(fā)送閉鎖自投命令，避免對系統(tǒng)、設備造成二次故障沖擊。

2.2 通信架構

基于上述功能，設計裝置通信架構如圖3所示。裝置采集站內10 kV母線電壓、進線線路電壓、主變變低電流、開關位置、外部閉鎖信號等一系列電氣開關量作為邏輯判據(jù)，動作出口跳對應主變變低及10 kV分段開關，切負荷出口跳相關10 kV饋線開關，同期并網(wǎng)出口合10 kV分段開關，恢復被切負荷供電出口合被切10 kV饋線開關；為提高通信可靠性，裝置站內模入、開入及開出信號不經(jīng)網(wǎng)絡，采用“直采直跳”的硬接線方式；裝置接入變電站監(jiān)控網(wǎng)，并通過高速控制網(wǎng)與換流站柔直控保系統(tǒng)進行站間通信，收發(fā)控制命令。

圖3 10 kV柔性直流備自投裝置通信架構

2.3 動作判據(jù)

針對變電站正常及“N-1”2種運行方式，裝置采集站內已有觀測點的電氣、開關量構成動作判據(jù)，如圖4、5所示。主變網(wǎng)側進線無壓反映線路故障、主變變高開關分位反映主變故障，取兩者的邏輯“或”構成10 kV母線失壓判據(jù)；為提高動作判據(jù)的魯棒適應性，附加主變變低側無流邏輯“與”條件，可有效避免因線路VT斷線或主變變高開關位置異常造成裝置誤動。

圖4 變電站正常運行方式動作判據(jù)

圖5 變電站“N-1”運行方式動作判據(jù)

3 10 kV交直流備自投控制策略

柔直備自投裝置控制柔直系統(tǒng)參與備投，分段備自投裝置控制變電站交流系統(tǒng)參與備投，二者互相配合，形成柔直配電系統(tǒng)接入情形下變電站10 kV備自投完整功能?；谏鲜鲈O計的柔直備自投裝置，針對不同的變電站運行方式及備用電源優(yōu)先順序，提出3種10 kV交直流備自投控制策略。

3.1 柔直備投優(yōu)先控制策略

變電站正常運行方式下發(fā)生“N-1”事故時，由柔直系統(tǒng)作為一級備用電源轉供10 kV母線。如圖2所示，線路1故障跳閘后，柔直備自投裝置動作，下令柔直控保將柔直系統(tǒng)轉入VF模式，若故障前Ⅰ母饋線總負荷小于柔直系統(tǒng)最大出力，則柔直系統(tǒng)轉VF模式后帶起Ⅰ母全部負荷。若故障前Ⅰ母饋線總負荷已超柔直系統(tǒng)最大出力，在柔直系統(tǒng)轉VF模式前需進行切負荷操作，以保證自投后Ⅰ母功率平衡。按照“分級過切”的原則，需切負荷量

(1)

(2)

式中：PIk為故障前Ⅰ母切負荷等級為k的饋線負荷；n為被切負荷的最高切負荷等級；PID為故障前Ⅰ母饋線總負荷；Pr,max為Ⅰ母所接柔直系統(tǒng)的最大有功出力。需特別說明，若柔直系統(tǒng)所在饋線帶有負荷，應將此負荷一并納入功率平衡的考慮中，具體處理方法有2種：一是將柔直系統(tǒng)所在饋線負荷歸入切負荷優(yōu)先級排序，但需考慮饋線各分支負荷的控制問題，會導致控制對象顯著增加；二是將柔直系統(tǒng)接入供區(qū)最重要負荷所在饋線，此時所在饋線負荷不參與切負荷優(yōu)先級排序，無需增加控制對象。在條件許可的情況下，推薦采用第二種方法。

柔直系統(tǒng)轉VF模式后，可檢同期合分段開關，將柔直系統(tǒng)并網(wǎng)運行。設檢同期時段Ⅰ、Ⅱ母電壓如下：

(3)

(4)

式中：UI、UⅡ分別為Ⅰ、Ⅱ母電壓有效值，ωI、ωⅡ分別為Ⅰ、Ⅱ母電壓角頻率，δI、δⅡ分別為Ⅰ、Ⅱ母電壓初相位，t為時間變量。設柔直備自投裝置同期合閘電壓幅值差、相位差及角頻率差整定值分別為ΔUSET、ΔδSET及ΔωSET，則分段開關的檢同期合閘條件如下：

UΙ-UΙΙ<ΔUSET;

(5)

δΙ-δΙΙ<ΔδSET;

(6)

ωΙ-ωΙΙ<ΔωSET.

(7)

同期合閘后，柔直系統(tǒng)由孤島轉并網(wǎng)運行，同時合被切負荷饋線開關恢復供電。若線路1故障發(fā)生時柔直系統(tǒng)模式轉換功能異常，則閉鎖換流閥，Ⅰ母持續(xù)失壓，分段備自投動作條件滿足，經(jīng)延時合分段開關恢復Ⅰ母供電。

3.2 交流備投優(yōu)先控制策略

變電站正常運行方式下發(fā)生“N-1”事故時，由交流系統(tǒng)作為一級備用電源，通過分段備自投裝置動作恢復母線供電。如圖2所示，線路1故障跳閘后，柔直備自投裝置動作，下令柔直控保將柔直系統(tǒng)轉入閉鎖狀態(tài)，Ⅰ母持續(xù)失壓，分段備自投裝置經(jīng)延時動作，合分段開關恢復Ⅰ母供電，柔直系統(tǒng)解鎖運行。若分段備自投裝置拒動，則由柔直系統(tǒng)解鎖運行在VF模式轉供Ⅰ母，此時同樣需要考慮轉供后Ⅰ母的功率平衡問題，相關動作邏輯同柔直備投優(yōu)先控制策略。

3.3 “N-1”方式控制策略

當變電站處于“N-1”運行方式時，柔直系統(tǒng)充當變電站“N-2”事故下的10 kV母線備用電源。如圖2所示，設1號主變檢修，2號主變帶全站負荷運行，此時分段開關500合位，分段備自投功能退出；在線路2故障跳閘后，柔直備自投裝置動作，下令柔直控保將柔直系統(tǒng)轉入VF模式轉供Ⅰ母。與上面2種控制策略不同的是，此時柔直系統(tǒng)成為全站唯一電源，故在變電站交流系統(tǒng)恢復前，柔直系統(tǒng)將一直以VF模式孤島運行。

綜上所述，考慮柔直配電系統(tǒng)接入影響的變電站10 kV交直流備自投控制策略流程如圖6所示。

4 仿真分析

將上述交直流備自投控制策略應用于珠海三端柔直配電網(wǎng)示范工程，通過PSCAD/EMTDC仿真驗證策略的有效性。

如圖2所示，初始時刻110 kV雞山變電站為正常運行方式，雞山Ⅰ換流站(MMC1)運行在PQ模式，吸收交流系統(tǒng)有功功率6 MW(MMC1最大有功出力為10 MW)，4 s時線路1發(fā)生三相故障，8 s時線路2發(fā)生三相故障。設線路保護動作開關跳閘時間為0.1 s，分段備自投裝置動作時間為2 s，各裝置全時段功能正常，10 kVⅠ母饋線負荷信息見表1。利用PSCAD/EMTDC軟件進行建模仿真，結果如圖7、8所示，圖中Uabc、PAC、PD分別對應10 kVⅠ母三相電壓、柔直系統(tǒng)交流側有功功率(規(guī)定流出母線為正)、Ⅰ母總負荷功率。

圖6 10 kV交直流備自投控制策略流程

表1 Ⅰ母饋線負荷信息

如圖7所示，采用柔直備投優(yōu)先控制策略時系統(tǒng)暫態(tài)過程如下：

a)“N-1”故障：4 s時線路1故障，Uabc跌落，柔直系統(tǒng)進入低壓穿越控制，PAC由6 MW開始迅速下降；4.1 s時線路1跳閘，柔直備自投裝置按“分級過切”原則向Ⅰ母Ⅲ級負荷F7饋線開關發(fā)出分閘命令，柔直系統(tǒng)開始轉VF模式；約4.3 s時交直流系統(tǒng)進入穩(wěn)態(tài)，Uabc恢復正常，PD由0恢復至9.5 MW，柔直系統(tǒng)運行在VF模式，輸出有功功率9.5 MW。

b)柔直系統(tǒng)并網(wǎng)：6.1 s時分段開關500同期合閘，柔直備自投裝置下令柔直系統(tǒng)轉PQ模式，同時向F7饋線開關發(fā)合閘命令；約6.2 s時交直流系統(tǒng)進入穩(wěn)態(tài)，PD恢復為故障前的12 MW，柔直系統(tǒng)運行在PQ模式，吸收有功功率6 MW。

c)“N-2”故障：8 s時線路2故障，Uabc跌落，柔直系統(tǒng)進入低壓穿越控制；8.1 s時線路2跳閘，全站交流電源失去，柔直備自投裝置動作跳開分段開關500隔離Ⅱ母，其余動作過程與a)一致；約8.3 s時系統(tǒng)進入穩(wěn)態(tài)，Uabc恢復正常，柔直系統(tǒng)運行在VF模式，輸出有功功率9.5 MW。

如圖8所示，采用交流備投優(yōu)先控制策略時系統(tǒng)暫態(tài)過程如下：

a)“N-1”故障：4 s時線路1故障，Uabc跌落，柔直系統(tǒng)進入低壓穿越控制，PAC由6 MW開始迅速下降；4.1 s時線路1跳閘，柔直系統(tǒng)轉閉鎖，PD由故障前的12 MW降為0，Ⅰ母負荷全停。

b)分段備自投動作：6.1 s時分段備自投裝置出口合分段開關500，柔直系統(tǒng)解鎖并網(wǎng)，出力由0開始爬升；約6.7 s時，交直流系統(tǒng)進入穩(wěn)態(tài)，柔直系統(tǒng)運行在PQ模式，吸收有功功率6 MW，PD恢復為故障前的12 MW。

c)“N-2”故障：該工況與柔直備投優(yōu)先控制策略下的暫態(tài)過程c)相同。

經(jīng)上述暫態(tài)分析可知，采用交流備投優(yōu)先控制策略在4.1～6.1 s時段Ⅰ母負荷全停，而采用柔直備投優(yōu)先控制策略在該時段只損失Ⅲ級負荷F7，實現(xiàn)了故障后Ⅰ母上Ⅰ、Ⅱ級負荷的0.2 s快速復電。為此，柔直備投優(yōu)先控制策略可在變電站發(fā)生“N-1”事故時，實現(xiàn)母線上重要負荷的快速復電，但控制策略復雜，需考慮柔直系統(tǒng)運行模式轉換、備投后母線功率平衡及檢同期并網(wǎng)等問題；交流備投優(yōu)先控制策略相對簡單，但當變電站發(fā)生“N-1”事故時，相關母線上的全部負荷都將停電，復電速度相對較慢(取決于分段備自投裝置動作延時)；“N-1”方式控制策略可在變電站發(fā)生“N-2”事故時，通過柔直系統(tǒng)轉供10 kV母線，避免變電站全站失壓。需特別說明的是，柔直備投優(yōu)先控制策略中的同期合閘時間受并網(wǎng)控制時間、同期定值及系統(tǒng)運行狀態(tài)影響，可能小于2 s，也可能大于2 s，實際中并非固定值。

綜上所述，總結10 kV備自投技術特點如表2所示。

5 結論

本文從工程應用角度出發(fā)，在分析柔直配電系統(tǒng)對10 kV備自投邏輯影響的基礎上，設計10 kV柔直備自投裝置的功能、通信架構及動作判據(jù)，并提出3種10 kV交直流備自投控制策略，最后通過PSCAD/EMTDC仿真驗證了策略的有效性，相關研究結論如下：

a)在10 kV上級交流系統(tǒng)發(fā)生“N-1”故障時，柔直備投優(yōu)先控制策略能實現(xiàn)母線重要負荷的快速復電，適用于母線上接有重要專線負荷的情況；交流備投優(yōu)先控制策略下母線重要負荷的復電速度相對較慢，適用于母線負荷重(相對柔直系統(tǒng)容量)且對供電可靠性要求不高的情況；故在實際運用中，應根據(jù)負荷特點及運行需求，選擇合適的備自投控制策略。

表2 10 kV備自投技術特點總結

圖7 柔直備投優(yōu)先控制策略仿真結果

圖8 交流備投優(yōu)先控制策略仿真結果

b)“N-1”方式控制策略可在變電站發(fā)生“N-2”事故時轉供母線重要負荷，避免全站失壓的同時也能為交流系統(tǒng)的恢復創(chuàng)造條件。

c)變電站在正常運行方式下，柔直備自投裝置與分段備自投裝置存在互為備用關系，任一裝置故障時仍具有備投轉供能力，滿足裝置的“N-1”方式。

基于柔直配電系統(tǒng)的10 kV交直流備自投技術充分利用了柔直系統(tǒng)的快速控制特性，可有效提高變電站供區(qū)重要負荷的供電可靠性，與傳統(tǒng)10 kV分段備自投技術相比性能更優(yōu)越、控制更靈活、運行更可靠，具有工程實用價值。

對于110 kV變電站采用單母分段接線的情形，結合110 kV分段/線路備自投動作邏輯原理，可知本文研究方法同樣適用，只是柔直備自投裝置的配合對象由10 kV分段備自投裝置變?yōu)?10 kV分段/線路備自投裝置。