基于柔性直流配电系统的10 kV交直流备自投技术

蔡仲启，谭惠婷，刘静佳，龙永平，杨俊华

(1.广东电网有限责任公司珠海供电局，广东 珠海 519000；2.北京四方继保自动化股份有限公司，北京 100085；3.广东工业大学 自动化学院，广东 广州 510006)

在全球能源环境问题凸显及社会经济快速发展的时代背景下，传统交流配电网正面临多分布式电源接入，交直流负荷并存，供电容量、质量、可靠性需求不断提高等诸多挑战[1-3]。柔性直流(以下简称“柔直”)技术凭借有功/无功可同时独立调节、谐波水平低、无源供电能力强以及易于构建多端直流系统等特点，愈发受到关注[4-7]。与传统交流配电网相比，基于柔直技术的交直流混合配电网控制更加灵活，能更好地接纳分布式电源及直流负荷，从而有效缓解城市电网输电走廊紧张与供电容量不足的矛盾，大大提高配电网的电能质量与供电可靠性，已成为现代城市配电网的重要发展趋势[8-10]。近年来，国内外已建成多个柔直配用电示范工程：2016年，德国亚琛工业大学搭建了单端放射结构的直流配电系统；2017年，北京供电局在延庆建设了交直流混合配电示范系统，通过三端柔直开闭站实现交流配电网互联，提高供电可靠性；至2018年底，贵州五端柔直配电网示范工程与珠海三端柔直配电网示范工程相继投运[11-12]。

针对柔直配电技术在可行性、仿真、优化、控制、保护、应用等方面问题，近年来已有不少研究[13-20]。其中：文献[17]针对柔直配电网线路单极接地故障，提出一种基于电容主动放电脉冲的故障选线方案；文献[18]设计了“手拉手”多端柔直中压配电网的线路保护方案；文献[19]在系统区域故障分析的基础上，提出柔直配电系统的绝缘配合方案；文献[20]以柔直配电技术在能源互联网中的应用为背景[21]，提出一种基于中压柔直配电技术的能源互联网系统。

文献[22]基于110 kV变电站单母分段接线方式，研究柔性多状态开关接入10 kV馈线对110 kV线路备自投逻辑产生的影响；分析了柔性开关孤岛运行模式下备自投拒动的原因，进而提出直接闭锁及修改备自投逻辑2种应对策略。然而：①对修改备自投逻辑策略只进行了大致描述，并未给出具体动作逻辑；②故障时采用直接闭锁方式虽然简单易行，但未考虑供区负荷的重要性差异，因供区负荷一般大于柔性开关容量，进线电源故障时柔性开关将大概率直接闭锁或转馈线孤岛运行(断开所在馈线出线特征开关)，不能为供区内重要负荷的快速复电提供有力支撑(复电速度仍由备自投动作时间决定)；③当变电站2路进线电源均失去时，只能维持柔性开关所在馈线的持续供电，柔性开关的孤岛运行能力未能得到充分利用；④未考虑柔性开关孤岛运行模式下的同期并网问题，即使进线故障后柔直系统容量足以维持供区全部负荷供电，若要求备自投动作，仍需短时停电；⑤文中所讨论的110 kV侧单母分段接线配合线路备自投运行方式，当发生进线故障时会导致全站失压，直至备自投动作成功后方能恢复，若备自投拒动，则全站负荷将持续失压，不适用于对供电可靠性要求高的场合，故在当前110 kV城区变电站中应用并不普遍。

为提高供电可靠性，当前城市负荷中心110 kV变电站普遍采用线变组接线方式，进线多为电缆线路(停用线路重合闸)，因进线故障导致10 kV母线失压时，通过10 kV分段备自投技术恢复供电；但由于备自投装置的动作延时及机械式开关的固有动作时间，失压母线上的负荷势必会遭受短时停电。柔直配电系统接入变电站10 kV母线后，利用其控制灵活、迅速的特点，可在上级电源故障跳闸时实现母线上重要负荷的快速复电，这对城市核心关键负荷来说，具有重要的实际应用意义。为此，本文以柔直配电系统接入110 kV城区变电站为研究背景，在分析柔直配电系统对10 kV备自投逻辑影响的基础上，通过软硬件设计相结合的方式，研究基于柔直配电系统的变电站10 kV交直流备自投技术，实现提高供区重要负荷供电可靠性的目的。

1 柔直配电系统对10 kV备自投逻辑的影响

图1所示为典型110 kV变电站线变组接线方式(其中“主变”为主变压器简称，500、501、502为开关编号)，正常运行时1号、2号主变分别为10 kV Ⅰ母、Ⅱ母供电，分段开关500热备用，10 kV分段备自投功能投入。当一路110 kV进线故障跳闸后，对应的10 kV母线失压，若此时另一段10 kV母线电压正常，则分段备自投装置经延时动作，先切失压母线上级主变变低开关，再合分段开关500恢复失压母线负荷供电。

图1 110 kV变电站线变组接线图

设柔直系统经开关503接入变电站10 kV Ⅰ母，其所在馈线无分支负荷，如图2所示(其中“联变”为联络变压器简称，MMC为模块化多电平换流器，F1—F10为馈线开关)。柔直系统运行时既可作为负荷从Ⅰ母吸收功率，也可作为电源向Ⅰ母发出功率，其对10 kV备自投逻辑的影响如下：

a)柔直系统作为Ⅰ母的潜在电源，其控制策略将直接影响分段备自投装置的动作情况。设线路1故障跳闸，若柔直系统选择经低压故障穿越后转VF模式孤岛运行，则Ⅰ母电压恢复，将导致分段备自投装置检无压动作判据失效。

图2 柔直配电系统接入110 kV变电站接线图

b)柔直系统的最大出力有限，需考虑其转供Ⅰ母孤岛运行模式下的功率平衡问题。

c)柔直系统转供Ⅰ母后，若Ⅱ母交流系统供电正常，可将柔直系统并网运行，此时需考虑交直流系统的同期并列问题。

d)分段备自投只在变电站发生“N-1”事故时起作用，无法应对“N-2”事故情况(全站交流电源失去)。而柔直系统在变电站发生“N-2”事故时仍能作为电源自投于10 kV母线。

由上述分析可知，对于存在柔直配电系统接入的110 kV变电站，常规10 kV分段备自投装置已不再适用。基于目前国内10 kV分段备自投装置应用非常广泛，更换工作量大，本文从工程应用角度出发，设计一种与之相配合的10 kV柔直备自投装置，在充分利用现有设备的前提下，补充扩展变电站10 kV备自投功能。

2 10 kV柔性直流备自投装置

2.1 装置功能

a)运行方式识别。如图1所示，110 kV变电站线变组接线方式下具有正常与“N-1”2种典型运行方式：采用正常运行方式时，2路交流电源正常供电，分段开关热备用，分段备自投功能投入；采用“N-1”运行方式时，一路交流电源停供，另一路供全站负荷，分段开关合闸运行，分段备自投功能退出。变电站运行方式对备自投动作策略有直接影响，装置根据站内各开关位置开入信号，实时判断变电站的运行方式，进而采取相应动作策略。

b)模式选择。变电站正常运行方式下，作为备用电源的交直流系统存在优先性选择问题。一级备用电源的选择会影响备自投的动作策略及转供效果，装置设置模式选择功能，供用户根据需求选择变电站正常运行方式下的一级备用电源。

c)切负荷。柔直备投前，若母线负荷超过柔直系统的最大出力，装置将按照“分级过切”原则切除适量负荷，防止柔直系统过载运行。

d)柔直系统同期并网。若柔直备投后全站交流电源并未全部失去，可通过10 kV母线分段开关检同期并网运行。装置取10 kV两段母线电压互感器(voltage transformer，VT)二次电压作为模入、母线分段开关合闸命令作为开出，辅以电压同期判据，避免柔直系统非同期并网引发大电流冲击。

e)自投于故障闭锁备自投。装置动作自投于故障时，迅速闭锁自投并向分段备自投装置发送闭锁自投命令，避免对系统、设备造成二次故障冲击。

2.2 通信架构

基于上述功能，设计装置通信架构如图3所示。装置采集站内10 kV母线电压、进线线路电压、主变变低电流、开关位置、外部闭锁信号等一系列电气开关量作为逻辑判据，动作出口跳对应主变变低及10 kV分段开关，切负荷出口跳相关10 kV馈线开关，同期并网出口合10 kV分段开关，恢复被切负荷供电出口合被切10 kV馈线开关；为提高通信可靠性，装置站内模入、开入及开出信号不经网络，采用“直采直跳”的硬接线方式；装置接入变电站监控网，并通过高速控制网与换流站柔直控保系统进行站间通信，收发控制命令。

图3 10 kV柔性直流备自投装置通信架构

2.3 动作判据

针对变电站正常及“N-1”2种运行方式，装置采集站内已有观测点的电气、开关量构成动作判据，如图4、5所示。主变网侧进线无压反映线路故障、主变变高开关分位反映主变故障，取两者的逻辑“或”构成10 kV母线失压判据；为提高动作判据的鲁棒适应性，附加主变变低侧无流逻辑“与”条件，可有效避免因线路VT断线或主变变高开关位置异常造成装置误动。

图4 变电站正常运行方式动作判据

图5 变电站“N-1”运行方式动作判据

3 10 kV交直流备自投控制策略

柔直备自投装置控制柔直系统参与备投，分段备自投装置控制变电站交流系统参与备投，二者互相配合，形成柔直配电系统接入情形下变电站10 kV备自投完整功能。基于上述设计的柔直备自投装置，针对不同的变电站运行方式及备用电源优先顺序，提出3种10 kV交直流备自投控制策略。

3.1 柔直备投优先控制策略

变电站正常运行方式下发生“N-1”事故时，由柔直系统作为一级备用电源转供10 kV母线。如图2所示，线路1故障跳闸后，柔直备自投装置动作，下令柔直控保将柔直系统转入VF模式，若故障前Ⅰ母馈线总负荷小于柔直系统最大出力，则柔直系统转VF模式后带起Ⅰ母全部负荷。若故障前Ⅰ母馈线总负荷已超柔直系统最大出力，在柔直系统转VF模式前需进行切负荷操作，以保证自投后Ⅰ母功率平衡。按照“分级过切”的原则，需切负荷量

(1)

(2)

式中：PIk为故障前Ⅰ母切负荷等级为k的馈线负荷；n为被切负荷的最高切负荷等级；PID为故障前Ⅰ母馈线总负荷；Pr,max为Ⅰ母所接柔直系统的最大有功出力。需特别说明，若柔直系统所在馈线带有负荷，应将此负荷一并纳入功率平衡的考虑中，具体处理方法有2种：一是将柔直系统所在馈线负荷归入切负荷优先级排序，但需考虑馈线各分支负荷的控制问题，会导致控制对象显著增加；二是将柔直系统接入供区最重要负荷所在馈线，此时所在馈线负荷不参与切负荷优先级排序，无需增加控制对象。在条件许可的情况下，推荐采用第二种方法。

柔直系统转VF模式后，可检同期合分段开关，将柔直系统并网运行。设检同期时段Ⅰ、Ⅱ母电压如下：

(3)

(4)

式中：UI、UⅡ分别为Ⅰ、Ⅱ母电压有效值，ωI、ωⅡ分别为Ⅰ、Ⅱ母电压角频率，δI、δⅡ分别为Ⅰ、Ⅱ母电压初相位，t为时间变量。设柔直备自投装置同期合闸电压幅值差、相位差及角频率差整定值分别为ΔUSET、ΔδSET及ΔωSET，则分段开关的检同期合闸条件如下：

UΙ-UΙΙ<ΔUSET;

(5)

δΙ-δΙΙ<ΔδSET;

(6)

ωΙ-ωΙΙ<ΔωSET.

(7)

同期合闸后，柔直系统由孤岛转并网运行，同时合被切负荷馈线开关恢复供电。若线路1故障发生时柔直系统模式转换功能异常，则闭锁换流阀，Ⅰ母持续失压，分段备自投动作条件满足，经延时合分段开关恢复Ⅰ母供电。

3.2 交流备投优先控制策略

变电站正常运行方式下发生“N-1”事故时，由交流系统作为一级备用电源，通过分段备自投装置动作恢复母线供电。如图2所示，线路1故障跳闸后，柔直备自投装置动作，下令柔直控保将柔直系统转入闭锁状态，Ⅰ母持续失压，分段备自投装置经延时动作，合分段开关恢复Ⅰ母供电，柔直系统解锁运行。若分段备自投装置拒动，则由柔直系统解锁运行在VF模式转供Ⅰ母，此时同样需要考虑转供后Ⅰ母的功率平衡问题，相关动作逻辑同柔直备投优先控制策略。

3.3 “N-1”方式控制策略

当变电站处于“N-1”运行方式时，柔直系统充当变电站“N-2”事故下的10 kV母线备用电源。如图2所示，设1号主变检修，2号主变带全站负荷运行，此时分段开关500合位，分段备自投功能退出；在线路2故障跳闸后，柔直备自投装置动作，下令柔直控保将柔直系统转入VF模式转供Ⅰ母。与上面2种控制策略不同的是，此时柔直系统成为全站唯一电源，故在变电站交流系统恢复前，柔直系统将一直以VF模式孤岛运行。

综上所述，考虑柔直配电系统接入影响的变电站10 kV交直流备自投控制策略流程如图6所示。

4 仿真分析

将上述交直流备自投控制策略应用于珠海三端柔直配电网示范工程，通过PSCAD/EMTDC仿真验证策略的有效性。

如图2所示，初始时刻110 kV鸡山变电站为正常运行方式，鸡山Ⅰ换流站(MMC1)运行在PQ模式，吸收交流系统有功功率6 MW(MMC1最大有功出力为10 MW)，4 s时线路1发生三相故障，8 s时线路2发生三相故障。设线路保护动作开关跳闸时间为0.1 s，分段备自投装置动作时间为2 s，各装置全时段功能正常，10 kVⅠ母馈线负荷信息见表1。利用PSCAD/EMTDC软件进行建模仿真，结果如图7、8所示，图中Uabc、PAC、PD分别对应10 kVⅠ母三相电压、柔直系统交流侧有功功率(规定流出母线为正)、Ⅰ母总负荷功率。

图6 10 kV交直流备自投控制策略流程

表1 Ⅰ母馈线负荷信息

如图7所示，采用柔直备投优先控制策略时系统暂态过程如下：

a)“N-1”故障：4 s时线路1故障，Uabc跌落，柔直系统进入低压穿越控制，PAC由6 MW开始迅速下降；4.1 s时线路1跳闸，柔直备自投装置按“分级过切”原则向Ⅰ母Ⅲ级负荷F7馈线开关发出分闸命令，柔直系统开始转VF模式；约4.3 s时交直流系统进入稳态，Uabc恢复正常，PD由0恢复至9.5 MW，柔直系统运行在VF模式，输出有功功率9.5 MW。

b)柔直系统并网：6.1 s时分段开关500同期合闸，柔直备自投装置下令柔直系统转PQ模式，同时向F7馈线开关发合闸命令；约6.2 s时交直流系统进入稳态，PD恢复为故障前的12 MW，柔直系统运行在PQ模式，吸收有功功率6 MW。

c)“N-2”故障：8 s时线路2故障，Uabc跌落，柔直系统进入低压穿越控制；8.1 s时线路2跳闸，全站交流电源失去，柔直备自投装置动作跳开分段开关500隔离Ⅱ母，其余动作过程与a)一致；约8.3 s时系统进入稳态，Uabc恢复正常，柔直系统运行在VF模式，输出有功功率9.5 MW。

如图8所示，采用交流备投优先控制策略时系统暂态过程如下：

a)“N-1”故障：4 s时线路1故障，Uabc跌落，柔直系统进入低压穿越控制，PAC由6 MW开始迅速下降；4.1 s时线路1跳闸，柔直系统转闭锁，PD由故障前的12 MW降为0，Ⅰ母负荷全停。

b)分段备自投动作：6.1 s时分段备自投装置出口合分段开关500，柔直系统解锁并网，出力由0开始爬升；约6.7 s时，交直流系统进入稳态，柔直系统运行在PQ模式，吸收有功功率6 MW，PD恢复为故障前的12 MW。

c)“N-2”故障：该工况与柔直备投优先控制策略下的暂态过程c)相同。

经上述暂态分析可知，采用交流备投优先控制策略在4.1～6.1 s时段Ⅰ母负荷全停，而采用柔直备投优先控制策略在该时段只损失Ⅲ级负荷F7，实现了故障后Ⅰ母上Ⅰ、Ⅱ级负荷的0.2 s快速复电。为此，柔直备投优先控制策略可在变电站发生“N-1”事故时，实现母线上重要负荷的快速复电，但控制策略复杂，需考虑柔直系统运行模式转换、备投后母线功率平衡及检同期并网等问题；交流备投优先控制策略相对简单，但当变电站发生“N-1”事故时，相关母线上的全部负荷都将停电，复电速度相对较慢(取决于分段备自投装置动作延时)；“N-1”方式控制策略可在变电站发生“N-2”事故时，通过柔直系统转供10 kV母线，避免变电站全站失压。需特别说明的是，柔直备投优先控制策略中的同期合闸时间受并网控制时间、同期定值及系统运行状态影响，可能小于2 s，也可能大于2 s，实际中并非固定值。

综上所述，总结10 kV备自投技术特点如表2所示。

5 结论

本文从工程应用角度出发，在分析柔直配电系统对10 kV备自投逻辑影响的基础上，设计10 kV柔直备自投装置的功能、通信架构及动作判据，并提出3种10 kV交直流备自投控制策略，最后通过PSCAD/EMTDC仿真验证了策略的有效性，相关研究结论如下：

a)在10 kV上级交流系统发生“N-1”故障时，柔直备投优先控制策略能实现母线重要负荷的快速复电，适用于母线上接有重要专线负荷的情况；交流备投优先控制策略下母线重要负荷的复电速度相对较慢，适用于母线负荷重(相对柔直系统容量)且对供电可靠性要求不高的情况；故在实际运用中，应根据负荷特点及运行需求，选择合适的备自投控制策略。

表2 10 kV备自投技术特点总结

图7 柔直备投优先控制策略仿真结果

图8 交流备投优先控制策略仿真结果

b)“N-1”方式控制策略可在变电站发生“N-2”事故时转供母线重要负荷，避免全站失压的同时也能为交流系统的恢复创造条件。

c)变电站在正常运行方式下，柔直备自投装置与分段备自投装置存在互为备用关系，任一装置故障时仍具有备投转供能力，满足装置的“N-1”方式。

基于柔直配电系统的10 kV交直流备自投技术充分利用了柔直系统的快速控制特性，可有效提高变电站供区重要负荷的供电可靠性，与传统10 kV分段备自投技术相比性能更优越、控制更灵活、运行更可靠，具有工程实用价值。

对于110 kV变电站采用单母分段接线的情形，结合110 kV分段/线路备自投动作逻辑原理，可知本文研究方法同样适用，只是柔直备自投装置的配合对象由10 kV分段备自投装置变为110 kV分段/线路备自投装置。