肖 繁，柳 丹，熊 平，谭道军，曹 侃，范雪峰，王秋开

（1.国网湖北省电力有限公司电力科学研究院，湖北 武汉 430077；2.许继电气股份有限公司，河南 许昌 461000）

0 引言

为构建清洁低碳安全高效的能源体系，实现源端高比例新能源广泛接入，探究源网荷储协调控制和多能互补方法，拟在湖北省广水县构建100%可再生能源电力系统运行场景与试验基地，以七端口能量路由器为主体，实现新能源与主网互联，构建智能电网，减少储能投资，形成“就地平衡为主，与主网互动为辅”的未来电网形态。能量路由器的接入使得示范工程接入主网后存在多种运行方式，不同运行方式下需要针对性地给出控制策略，否则存在因控制策略不一致导致的电压和频率等暂态冲击，可能导致系统失稳现场发生，需要研究能量路由器在不同运行方式下的控制策略方案。

1 背景

在现有研究中，主要针对能量路由器或者电力电子变压器本体控制策略的研究，并未涉及大容量能量路由器或电力电子变压器接入电网后不同运行方式下控制策略的分析与研究。对于能量路由器结构，文献［1］研究了能量路由器在交直流配电网中对分布式发电设备、储能设备与电力网络实施智能管理和控制。ABB、Bombardier 公司分别研制用于替换铁路系统的机车牵引用工频变压器的单相AC-DC型PET样机，其交流侧接入15 kV/16.7 Hz 单相交流电网，运行工况较为单一［2-3］。针对在交流配电系统中替换传统工频变压器的应用，美国电科院采用中点钳位型电路拓扑，研制了三相AC 2.4 kV/AC 277 V的PET样机［4］。GE公司采用10 kV SiCMOSFET 器件和直接AC-AC 变换型电路拓扑，研制了1 MV·A PET 样机，虽然系统运行效率高，但可控性相对较差，且不具备直流设备接入功能［5］。美国北卡莱罗纳州立大学研制了小容量多端口PET样机，并对其调制和控制策略开展了研究［6-7］。中科院电工所采用模块化多电平变换器（Modular Multilevel Converter，MMC）和输入串联输出并联（Input Series Output Parallel，ISOP）型DC-DC变换器的电路拓扑结构，先后研制了两代10 kV PET样机，并实现了在10 kV交流电网和750 V直流微电网中的挂网运行［8-9］。华中科技大学研制了可改善工厂供电质量的单向潮流AC-DC型PET样机［10］。文献［14］采用 SiC功率器件研制了面向光伏变流器并网应用的1 MV·A AC-DC 型PET样机，对其效率优化策略开展了研究。

针对MMC 侧交流故障穿越问题，文献［11］、文献［12］提出了在正负序dq 坐标下以抑制负序电流或有功功率和无功功率二倍频波动为目标的MMC 交流故障穿越控制策略。针对MMC侧直流故障穿越问题，文献［13］、文献［14］针对混合型MMC提出了直流故障穿越控制策略，在直流短路故障时能与交流电网进行不间断无功功率交互，然而未考虑交流电网不对称故障工况。在交流电网不对称故障时，MMC的内部环流存在正序、负序和零序分量，为抑制交流环流需增加正序、负序和零序环流抑制器，若采用常规dq0坐标下的控制将会使得MMC 控制系统过于复杂。为此，文献［15］提出了基于桥臂电流控制的MMC 综合控制策略，但该方法电流内环采用比例控制，不能实现电流无差跟踪；另外，该方法无法实现直流极对极短路故障穿越控制。为克服上述问题，文献［16］提出了基于分层的电压外环和基于比例重复控制的内环桥臂电流控制的MMC改进综合控制策略，实现了在高压交直流电网故障、交流电压畸变等复杂工况下的高压级统一控制。然而，在直流故障穿越期间该方法需向交流电网注入负序电流。

针对能量路由器与风光新能源、储能及负荷的协同控制研究，文献［17］基于日前、日内时间尺度同时对分布式电源和需求侧负荷进行优化协调，提出一种以微电网“源-网-荷”整体运行成本最低为目标函数的多时间尺度能源系统优化模型；文献［18］基于实时电价，分别对包含风、光、储的微电网设计经济运行方案，以并网运行模式下微电网整体运行费用最小化为目标，比较不同微源的微电网运行经济性。文献［19］-文献［22］同时兼顾了经济效益和环境效益，考虑DG的燃料成本和发电环境成本，提出了一种孤岛运行模式下以DG整体运行成本最低为目标函数的微电网运行优化模型。除此之外，也有不少学者将安全可靠性作为微电网运行优化目标。如文献［22］-文献［25］在设立微电网安全运行可靠性指标的置信区间的前提下，提出一种兼顾微电网运行安全可靠性与经济性的运行优化模型；文献［26］-文献［28］通过建立微电网系统仿真，从动态角度构建微电网运行成本及可靠性成本优化模型。

综上，上述理论研究和工程未考虑高压能量路由器接入高比例电力电子设备示范区与电网后，在不同方式下的控制策略方案。基于此，本文针对100%新能源新型电力系统示范工程通过能量路由器接入主网的场景，分别给出了不同运行方式下能量路由器各端口的控制策略，并通过RTDS平台进行了仿真验证。

2 能量路由器控制系统构建模式

2.1 能量路由器接入系统结构

多端口大容量能量路由器跨接于北环变110 kV母线与永阳变110 kV 母线之间，具有AC110 kV/AC110 kV/AC10 kV/DC±20 kV/DC750 V/DC±375 V/DC375 V共7个端口，为实现多个端口间的能量转换，能量路由器包含以下主体设备，其连接示意图如图1所示。

图1 能量路由器接入电网示意图Fig.1 Diagram of energy router connected to power grid

两个AC 110 kV 端口采用以背靠背形式连接的2套60 MW VSC 换流器1 和60 MW VSC 换流器2，换流器1 与220 kV 永阳变110 kV 母线相连，换流器2 与北环站内110 kV 母线相连，实现互联母线间的柔性调控；AC10 kV端口采用1套5 MW VSC换流器3，换流器3 与站内10 kV 母线相连，作为站内10 kV 备用电源接口；DC750 V 端口采用1 套2 MW 直挂储能直流变压器，其与站内储能相连，平抑新能源发电的功率波动，参与示范区电网的调压、调峰，同时可作为电网的启动电源；DC±375 V端口采用1套2 MW直流变压器，实现光伏接入；DC375 V 端口采用 1 套0.5 MW 直流变压器，与DC±375 V端口一同实现电动汽车、储能、直流用电负荷等元素的灵活接入；DC±20 kV端口通过直流断路器引出，为直流配电网提供接口。

2.2 能量路由器二次系统架构

能量路由器控制保护系统分为协调控制层、站级控制保护系统、监控系统、现场采集层四层结构，总体架构图如图2所示。

能量路由器协调控制系统与能量路由器各设备控制系统相连，具备控制模式切换、控制模式选择、直流电压稳定、路由器设备启停判定、路由器设备启停等功能，同时，与上级源网荷储进行信息交互。控制保护系统主要开展控制与保护策略的实现；监控系统主要对全站相关设备监控；现场采集层主要包括对各设备状态信息的采集。

3 不同运行方式下控制策略

在系统正常工作条件下，根据新能源出力和负荷水平，主要分为能量路由器联网运行方式和独立运行方式两种。其中，由于能量路由器传输功率受限，在系统为能量路由器联网运行方式，分为能量路由器单独带示范区运行和与交流开关并联带示范区运行两种状态；考虑到能量路由器永阳侧换流器故障条件下或其他特殊情况需求，导致永阳侧换流器与交流母线脱离不能正常工作，此时为降低故障对北环的影响，可采用独立运行模式运行。

3.1 能量路由器联网方式下控制策略

能量路由器联网该运行方式如图3 所示，能量路由器投入运行，DL3 断开，北环变与十里变联络线DL4、DL5开关闭合，该运行方式下北环变及十里变示范区全部通过能量路由器进行供电。

图 2 控制保护系统总体架构Fig.2 Overall architecture of control protection system

图3 能量路由器联网运行方式Fig.3 Networking operation mode of energy router

在能量路由器联网运行方式下，保证电网频率、电压稳定是主要的控制目标，利用储能辅助系统调频。能量路由器联网运行方式到独立运行切换时系统根据示范区域上送的一次、二次设备电压、电流、功率信息及新能源发电预测、负荷预测等情况，通过调节新能源及负荷，减少储能出力和保证储能剩余SOC，为储能运行模式切换做准备。

能量路由器联网运行方式下，永阳侧换流器定直流电压控制，北环侧换流器采用下垂+VF控制，直流变压器、直挂储能变压器和5 MW 换流器的控制方式均在功率控制模式，建立北环站110 kV 电压和频率，下面针对涉及控制策略进行详细介绍：

1）定直流电压控制。基本原理是根据直流电压参考值Ud_ref控制注入到直流系统的有功功率，保持直流侧电容器上的电压Udc为额定值，控制原理如图4所示。

图4 定直流电压控制框图Fig.4 Diagram of constant DC voltage control

2）下垂＋VF 控制。通过换流器与风机各自的有功功率-频率下垂系数的比值，实现有功功率按比例分配。通过换流器与风机各自的无功功率-电压下垂系数的比值，实现无功功率按比例分配。当频率变化超过示范区和设备可以承受的频率上限和下限允许的上下限，将其固定到限值，控制框图如图5所示。

图5 有功-频率/电压-无功下垂+VF控制框图Fig.5 Active power-frequency/voltage-reactive power droop +VF control block diagram

3）直流变压器、直挂储能变压器功率控制模式。功率模块高压侧Buck-boost电路通过改变开关器件占空比，可以改变其输入电流的大小。当占空比较大时，其等效输出电压较小，高压侧母线电容会放电，电流从高压侧流出，相当于能量由低压侧向高压侧传递；当占空比较小时，其等效输出电压大小，高压侧母线电容会充电，电流从高压侧流入，相当于能量由高压侧向低压侧传递。若规定电流采样正方向为流出±20 kV端口，则功率模块输入电流大小与占空比具有正相性，因此可以通过PI 控制器进行闭环控制。检测系统±20 kV侧直流电流Idc_fdb_±20 kV，与±20 kV 侧电流指令值Idc_ref_±20 kV进行比较，将误差信号经PI调节器进行计算，输出调制波M_Buck_Boost与10个移相载波进行比较，载波相位依次互差360°/10=36°，若调制波大于载波，输出高电平，若调制波小于载波，输出低电平。按上述比较方式得到系统±20 kV 侧的10 个双向Buck-Boost 上管控制脉冲信号，对其取反得到双向Buck-Boost下管脉冲，电压源模式控制算法框图如图6所示。其中，载波移相做法可以将直流总电流的纹波峰值有效降低，以减小电流波动对母线的影响，并可以降低直流侧滤波电感值。

图6 电流源模式控制算法Fig.6 Current source mode control algorithm

4）5 MW换流器采用定有功功率-无功功率控制。其基本原理是根据有功功率测量值P 与控制参考值Pref的变化量或无功功率测量值Q与控制参考值Qref的变化量，通过PI调节器控制调节PWM调制波，以使换流器注入到交流系统的有功功率或无功功率到达其设定值，控制原理如图7所示。

图7 定有功功率、定无功功率控制框图Fig.7 Control block diagram of constant active power and constant reactive power

3.2 能量路由器与交流开关并联运行方式

能量路由器与交流开关处于并联运行方式时，即能量路由器的旁路断路器DL3 闭合，能量路由器及其并联的交流通道共同作为永阳变和北环变间的能量通道，如图8所示。

图8 能量路由器与交流开关并联运行方式Fig.8 Operation mode of energy router parallel with AC switch

当传输功率大于55 MW，源网荷储系统下发联络开关DL3闭合指令，北环侧换流器由下垂＋VF控制切换为有功功率/无功功率控制，直流变压器、直挂储能变压器、5 MW换流器的控制方式均在功率控制模式；控制切换后，北环侧换流器传输功率设定为55 MW；为了实现平滑切换，需要先将示范区独立电网与交流主网进行同步。当能量路由器和交流开关并联运行时，直流变压器、直挂储能变压器采用功率控制模式，5 MW换流器采用定有功功率/无功功率控制。

3.3 独立运行方式

示范区从能量路由器联网运行方式切换为独立运行方式，源网荷储系统降低能量路由器传输功率为零后，由直流侧储能稳定直流电压，闭锁永阳侧换流器，断开交流开关DL2，永阳侧换流器退出运行。示范区独立运行时，能量路由器直流侧2 MW 储能变流器控制直流电压，北环侧换流器采用有功-频率/电压-无功下垂+VF控制，风机采用自同步电压源控制，共同为示范区负荷供电，其控制策略框图如图9 所示。该控制策略是在无源孤岛控制策略的基础上，增加了有功功率-频率下垂环节，KP为下垂系数（Hz/MW）；无功功率-电压下垂环节，KQ为下垂系数（kV/Mvar）。为了确定KP和KQ，需要源网荷储系统提供频率允许变化范围及端口交流电压变化范围。

图9 有功-频率/电压-无功下垂+VF控制框图Fig.9 Active power-frequency/voltage-reactive power droop +VF control block diagram

采用下垂控制的换流器将以自同步运行，与自同步改造后的风机同时向示范区负载提供电能。通过换流器与风机各自的有功功率-频率下垂系数的比值，实现有功功率按比例分配。通过换流器与风机各自的无功功率-电压下垂系数的比值，实现无功功率按比例分配。当频率变化超过业主允许的上下限，将其固定到限值。

双直流变压器并联运行时等效电路如图9所示，其中Udc1和Idc1分别为直流变压器1输出电压和输出电流，Udc2和Idc2分别为直流变压器2输出电压和输出电流，Rline1为Rline2为线路阻抗，一般情况下Udc1=Udc2=Udc_ref。

下垂控制表达式设计如下：

式（1）中：Uref为直流变压器额定输出电压指令值，Idc_out为直流变压器的输出电流实际值，Rdroop为输出电压、电流外特性的下垂斜率（即下垂系数），U’ref为增加下垂控制后得到的新电压指令值，也即实际电压指令值，附加下垂控制后，电压源工作模式下系统控制算法框图如图10所示。

图10 附加下垂控制后电压源工作模式控制框图Fig.10 Control block diagram of voltage source working mode after additional droop control

4 仿真验证

为验证能量路由器在不同运行方式下各端口控制策略的有效性，基于RTDS平台开展仿真验证工作，以下对不同运行方式下仿真结果进行说明。

4.1 能量路由器联网运行方式

在能量路由器与示范区独立运行的模式下，永阳侧换流器采用定直流电压控制，控制母线±20 kV；北环侧换流器采用下垂＋VF控制，建立示范区电压幅值和频率；5 MW换流器直流端口采用定低压直流母线电压控制，交流端口采用定有功功率/无功功率控制。仿真工况如下：仿真初始时刻永阳侧换流器有功功率为30 MW，北环侧换流器交流负载为45 MW；在0.25 s时，北环侧换流器交流110 kV端口的有功功率增加至60 MW，无功功率增加至15 MVar。仿真波形如图11所示，其中图11（a）和图11（b）为北环侧换流器的交流电压有功电压和电流波形；图11（c）和图11（d）为北环侧换流器的交流电压和电流波形；图11（e）为直流母线电压。

由图11（a）和图11（b）可知，北环侧换流器的有功电压和无功电压均能良好跟踪给定值，在0.25 s 有功负荷增加至60 MW，无功功率增加至15 MVar，有功电压和无功电压经过暂态过程回到其参考值，导致暂态过程中交流电压的幅值与频率发生短时允许范围内的波动。由图11（c）和图11（d）可知，北环侧换流器采用VF 控制，交流电压和电流基本呈三相对称的正弦波形，系统频率稳定。在0.25 s 时北环侧换流器端口的有功负荷和无功负载增加，交流电压幅值会出现一个轻微的小跌落，随即恢复到初始稳态值。由于控制器使有功电流大幅增加，三相交流电流的幅值也显著增加。只要将负荷处三相交流电压控制在其额定值，负荷的有功和无功需求均能得到满足。由图11（e）可知，稳态下，直流电压稳定在其额定值±20 kV。当0.25 s 时北环侧换流器端口的有功负荷和无功负载增加时，直流电压会下降，这时永阳侧换流器直流电压控制器起作用，使直流电压重新回复到其额定值，对系统的冲击很小。

图11 能量路由器联网方式下仿真波形Fig.11 Simulation waveform under the networking mode of energy router

4.2 能量路由器与旁路开关并联运行方式

能量路由器与旁路开关处于并联运行方式时，永阳侧换流器采用定直流电压控制，控制直流母线电压为±20 kV；北环侧换流器采用有功功率/无功功率控制，控制能量路由器与北环侧电网间传递的有功功率为60 MW，北环侧剩余能量转由交流通道传递；旁路断路器通过电缆连接永阳侧及北环侧构成交流通道。

图12 能量路由器与交流开关并联运行Fig.12 Operation of energy router parallel with AC switch

当北环侧产生129.2 MW的有功功率时，由能量路由器传递61.96 MW的功率，剩余67.3 MW功率转由交流通道传递至永阳侧，永阳侧换流器及北环侧换流器的有功功率、无功功率及交流侧电压有效值如图13所示。

图13 能量路由器与交流开关并联运行Fig.13 Operation of energy router parallel with AC switch

根据仿真结果，能量路由器在满足设定功率传递的同时，可实现与交流通道的并联运行。同时，示范区与主网通过能量路由器互联时，两端效率达到了99.8%，具有较高的传输效率。

4.3 能量路由器与示范区独立运行方式

对下垂特性进行仿真，双并联直流变器并联运行且线路参数存在差压，0.2 s前不能进行下垂控制，0.2 s后才能下垂控制，仿真波形如图14 所示，下垂控制功能有效实现装置并联时输出功率均分。

图14 双并联换流器输出电压电流波形Fig.14 Output voltage and current waveform of double parallel converter

综上，根据不同运行方式下的仿真试验结果，能量路由器在不同运行方式下的控制策略可以安全稳定运行需求，可为示范区安全稳定运行奠定基础。

5 结语

本文针对广水100%新能源新型电力系统通过能量路由器接入主网场景，分析了不同运行方式下能量路由器各端口变流器的控制策略，并通过构建RTDS仿真验证平台，对所提控制策略的有效性进行了仿真验证。本文对广水100%新能源新型电力系统科技示范工程的运行控制具有指导作用，同时相关控制除了可应用于微电网接入交直流混联电网的场景，对建设新型电力系统具有促进作用。