一种四端直流配电网的孤岛检测和稳定控制方法与流程

本发明涉及直流配电网的技术领域，尤其是指一种四端直流配电网的孤岛检测和稳定控制方法。

背景技术：

与交流配电网相比，直流配电系统具有能够就地平滑接入各种分布式电源、实现多电源的合环运行，灵活地进行有功功率的双向流动和控制、改善用户侧电能质量、隔离系统故障等一系列优点。因此，直流配电系统的研究具有重要的社会意义和广泛的应用前景。

目前，对于直流配电网的研究尚处于起步阶段，主要集中在直流配电网的拓扑结构和控制方法上，对直流配电网的孤岛检测和稳定控制方面鲜有研究。所谓孤岛现象是指：当微电网因故障事故或停电维修而从交流配电系统断开时，分布式电源未能即时检测出停电，而继续供电的状态。当孤岛一旦产生将会危及电网输电线路上维修人员的安全；影响配电系统上的保护开关的动作程序，冲击电网保护装置；影响传输电能质量，电力孤岛区域的供电电压将不稳定。另外，由于接入了分布式电源，特别是储能，使直流配电网具备孤岛模式运行能力。而四端直流配电网运行中，为增强重要负载的供电可靠性，可采用双端或单端供电。但在故障或检修时，为保证重要负载的不间断供电，可切换至孤岛模式运行，由分布式电源或储能供电。因此，研究四端直流配电网的孤岛检测和稳定控制对提高其安全性和供电可靠性有重要意义。

本发明提供一种四端直流配电网的孤岛检测和稳定控制方法。首先，提出了基于开关状态组合的主判据和基于无流-压差复合的辅助判据相结合的孤岛综合检测方法，在直流断路器通信延时或失败且四端直流配网有功功率平衡的特殊工况下，实现对孤岛的准确检测。同时，设计了一种基于直流变压器和储能协同控制的孤岛稳定控制策略，维持整个孤岛电网的稳定运行。此外，利用直流变压器和储能的比例参数差异以及定直流电压参考值斜率变化的方法，解决切换过程中直流变压器直流低压侧电压剧烈波动的问题。

技术实现要素：

本发明的目的在于克服现有技术的缺点与不足，提出了一种四端直流配电网的孤岛检测和稳定控制方法。针对直流信号中无频率项，而传统孤岛检测方法需要检测频率项，突破传统孤岛检测方式无法应用在四端直流配电网的缺点，提出了一种基于开关状态组合的主判据和基于无流-压差复合的辅助判据相结合的孤岛综合检测方法。该孤岛检测方法在直流断路器通信延时或失败且四端直流配网有功功率平衡的特殊工况下，实现对孤岛的准确检测。本发明还设计了一种基于直流变压器和储能协同控制的孤岛稳定控制策略，当检测到孤岛发生时，直流变压器和储能能及时切换控制方式，从而维持整个孤岛电网的稳定运行。此外，利用直流变压器和储能比例参数差异以及定直流电压参考值斜率变化的方法，解决切换过程中直流变压器直流低压侧电压剧烈波动的问题。

为实现上述目的，本发明所提供的技术方案为：一种四端直流配电网的孤岛检测和稳定控制方法，所述四端直流配电网包括第一交流电网acgrid1、第二交流电网acgrid2、第一交流断路器accb1、第二交流断路器accb2、第一直流断路器dccb1、第二直流断路器dccb2、第三直流断路器dccb3、第四直流断路器dccb4、第五直流断路器dccb5、第六直流断路器dccb6、第七直流断路器dccb7、第八直流断路器dccb8、第一直流线路l1、第二直流线路l2、第三直流线路l3、第一直流母线#1、第二直流母线#2、第三直流母线#3、第四直流母线#4、第五直流母线#5、第一交流母线#6、第二交流母线#7、第三交流母线#8、第一模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc1、第二模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc2、直流变压器dcsst、第三模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc3、dc/dc变换器、双向dc/dc变换器、光伏、储能、交流负载、同步发电机、第一变压器tm1、第二变压器tm2、第三变压器tm3；其中，所述第一模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc1的交流侧依次经第一交流断路器accb1、第一交流母线#6、第一变压器tm1与第一交流电网acgrid1连接，其直流侧依次经第一直流断路器dccb1、第一直流母线#1、第二直流断路器dccb2、第一直流线路l1、第五直流断路器dccb5、第三直流母线#3与直流变压器dcsst的高压侧连接；所述第二模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc2的交流侧依次经第二交流断路器accb2、第二交流母线#7、第二变压器tm2与第二交流电网acgrid2连接，其直流侧依次经第三直流断路器dccb3、第二直流母线#2、第四直流断路器dccb4、第二直流线路l2、第八直流断路器dccb8、第四直流母线#4与第三模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc3的直流侧连接；所述光伏依次经dc/dc变换器、第五直流母线#5与直流变压器dcsst的低压侧连接；所述储能经双向dc/dc变换器与第五直流母线#5连接；所述交流负载依次经第三交流母线#8、第三变压器tm3与第三模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc3的交流侧连接；所述同步发电机与第三交流母线#8连接；所述第三直流母线#3依次经第六直流断路器dccb6、第三直流线路l3、第七直流断路器dccb7与第四直流母线#4连接；所述第一交流电网acgrid1、第一变压器tm1、第一交流母线#6、第一交流断路器accb1和第一模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc1构成第一端口电路t1；所述第二交流电网acgrid2、第二变压器tm2、第二交流母线#7、第二交流断路器accb2和第二模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc2构成第二端口电路t2；所述直流变压器dcsst、第五直流母线#5、dc/dc变换器、双向dc/dc变换器、光伏和储能构成第三端口电路t3；所述第三模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc3、第三变压器tm3、第三交流母线#8、交流负载和同步发电机构成第四端口电路t4；

所述的孤岛检测和稳定控制方法，包括以下步骤：

1)基于开关状态组合的孤岛检测主判据：通过判断直流线路上直流断路器的开关状态组合，检测四端直流配电网有无孤岛的产生；

2)基于无流-压差复合的孤岛检测辅助判据：通过判断直流断路器上有无电流，和相应的直流母线上是否存在电压差，在直流断路器通信失败或延时且四端直流配电网中存在有功功率平衡时，检测四端直流配电网有无孤岛的产生；

3)基于直流变压器和储能协同控制的孤岛稳定控制：当检测到孤岛发生时，直流变压器和储能能及时切换控制方式，从而维持整个孤岛的稳定运行。

在步骤1)中，通过判断直流断路器dccb2，dccb5与dccb4，dccb8的开关状态组合，进而识别t3和t4是否处于孤岛模式，包括以下步骤：

1.1)定义换流站接收系统8个直流断路器的开关信号分别为s1、s2、s3、s4、s5、s6、s7和s8，并定义直流断路器的开关函数如下：

式中，x表示直流断路器的编号1、2、3、4、5、6、7和8，当sx为0时，表示直流断路器闭合，当sx为1时，表示直流断路器断开；

1.2)定义dccbstate是基于开关状态组合的直流断路器的孤岛判据结果，由下式计算得到：

dccbstate＝(s2∪s5)∩(s4∪s8)

当dccbstate＝0时，表示没有发生孤岛；当dccbstate＝1时，表示发生孤岛；当dccbstate＝null时，表示直流断路器的开关状态无法获取。

在步骤2)中，提出基于无流-压差复合的辅助判据，以解决步骤1)中直流断路器的开关状态无法获取的问题，包括以下步骤：

2.1)无流判据：当t3和t4同时与t1和t2脱离，而形成孤岛时，由于直流断路器的开关状态无法被准确检测到，能够通过判断直流断路器dccb2或dccb5以及dccb4或dccb8上有无电流，进而判断t3和t4是否处于孤岛模式；

定义il1为流过直流线路l1的电流；il2为流过直流线路l2的电流；

一个检测周期内，无流判据值计算公式如下式所示：

式中，t0为孤岛检测开始时间；t为检测采样周期；δil1为检测周期t内il1的绝对值之和；δil2为检测周期t内il2的绝对值之和；

当t2中的第二模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc2的有功功率定值被设置为零或t2被断开时，t3和t4的有功功率相互抵消，定义此时的系统运行状态为有功功率平衡态；

无流判据如下式所示：

式中，δil1、δil2分别为直流线路l1和直流线路l2的无流判据值；imax1、imax2为有功功率平衡态时，流过直流断路器dccb2、dccb4的最大电流；

2.2)压差判据：当有功功率平衡态时，虽然上述判据成立，但t3、t4仍然能够处于联网模式，为避免误判，增加“压差”的辅助判据；

定义udc1为直流母线#1的电压值，udc2为直流母线#2的电压值，udc3为直流母线#3的电压值，udc4为直流母线#4的电压值；

通过检测udc1和udc3电压之差，以及udc2和udc4电压之差作为无流判据的辅助判据，判断系统是否处于孤岛模式，压差判据值δudc1、δudc2的计算公式如下式所示：

式中，t0为孤岛检测开始时间；t为检测采样周期；δudc1为udc1和udc3之间的压差判据值；δudc2为udc2和udc4之间的压差判据值；

压差判据如下式所示：

式中，δumax1为有功功率平衡态下的udc1和udc3之差在检测周期t内的最大值；δumax2为有功功率平衡态下的udc2和udc4之差在检测周期t内的最大值；

根据主判据和辅助判据相结合的孤岛综合检测方法，得到该孤岛检测方法的流程图，并设计成孤岛检测器。

在步骤3)，首先通过步骤1)和2)设计的孤岛检测器，检测到孤岛信号，对直流变压器和储能进行孤岛的稳定控制，稳定控制的实现有以下步骤：

3.1)t3的直流变压器在联网模式下，采用定直流低压侧电压udclv控制方式，作为直流低压侧有功功率平衡节点，即pv节点，允许光伏产生的波动；当孤岛检测器检测到孤岛发生时，由于此时四端直流配电网的t1和t2全部退出，直流变压器采用定直流高压侧电压udchv控制方式，作为孤岛的有功功率平衡节点，即pv节点；

3.2)t3的储能的双向dc/dc变换器在联网模式下，采用定有功功率pes控制方式，既能够工作在恒定的充放电状态，也能够跟踪补偿光伏的有功功率的输出，使得光伏和储能的有功功率的输出总和处于稳定状态，方便地满足调度的要求；当孤岛检测器检测到孤岛发生时，储能的双向dc/dc变换器采用定直流低压侧电压udclv控制方式，作为直流低压侧有功功率平衡节点，即pv节点，控制直流变压器直流低压侧电压，从而维持孤岛的稳定运行；

3.3)当联网模式转入孤岛模式时，直流电压器和储能切换控制方式，由于直流变压器直流高压侧电压的变化对直流低压侧电压和有功功率的影响很大，在设计直流变压器和储能的孤岛模式控制时，将储能的定直流低压侧电压控制的比例参数设计得比直流变压器定直流高压侧电压控制的比例参数大；另外，直流变压器的定直流高压侧电压控制的电压参考值设计成斜率变化到1pu，从而解决切换过程中直流变压器直流低压侧电压剧烈波动的问题。

本发明与现有技术相比，具有如下优点与有益效果：

1、本发明首次提出并实现了四端直流配电网的孤岛检测，该检测方法中检测到的信号中无频率项，而传统孤岛检测方法需要检测频率项，从而突破了传统孤岛检测方式无法应用在四端直流配电网的缺点。

2、本发明首次实现了基于开关状态组合的主判据和基于无流-压差复合的辅助判据相结合的孤岛综合检测方法，突破四端直流配电网的孤岛在直流断路器通信延时或失败时难以检测到的缺点。

3、本发明首次实现了基于开关状态组合的主判据和基于无流-压差复合的辅助判据相结合的孤岛综合检测方法，该方法能准确地识别四端直流配电网有功功率平衡的特殊工况下的孤岛，实现对孤岛的准确检测。

4、本发明设计了一种基于直流变压器和储能协同控制的孤岛稳定控制策略，当检测到孤岛发生时，直流变压器和储能能及时切换控制方式，从而维持整个孤岛电网的稳定运行。

5、本发明在设计时，利用直流变压器和储能比例参数差异以及定直流电压参考值斜率变化的方法，解决切换过程中直流变压器直流低压侧电压剧烈波动的问题。

6、本发明方法在直流配电网孤岛检测和稳定控制中具有广泛的使用空间，操作简单、适应性强，在提高直流配电网的稳定性和可靠性上有广阔前景。

附图说明

图1为本发明的四端直流配电网的结构图。

图2为本发明的孤岛模式的结构图。

图3为本发明的基于开关状态组合的主判据和基于无流-压差复合的辅助判据相结合的孤岛综合检测方法的流程图。

图4为本发明的直流变压器在孤岛检测器控制下的模式切换图。

图5为本发明的储能在孤岛检测器控制下的模式切换图。

图6为本发明在rtds仿真平台上搭建的系统结构图。

图7为本发明的rtds仿真图之一。

图8为本发明的rtds仿真图之二。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明作进一步说明。

本实施例所提供的四端直流配电网的孤岛检测和稳定控制方法，在rtds仿真平台上得以实现，如图1所示，所述四端直流配电网包括第一交流电网acgrid1、第二交流电网acgrid2、第一交流断路器accb1、第二交流断路器accb2、第一直流断路器dccb1、第二直流断路器dccb2、第三直流断路器dccb3、第四直流断路器dccb4、第五直流断路器dccb5、第六直流断路器dccb6、第七直流断路器dccb7、第八直流断路器dccb8、第一直流线路l1、第二直流线路l2、第三直流线路l3、第一直流母线#1、第二直流母线#2、第三直流母线#3、第四直流母线#4、第五直流母线#5、第一交流母线#6、第二交流母线#7、第三交流母线#8、第一模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc1、第二模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc2、直流变压器dcsst、第三模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc3、dc/dc变换器、双向dc/dc变换器、光伏、储能、交流负载、同步发电机、第一变压器tm1、第二变压器tm2、第三变压器tm3；其中，所述第一模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc1的交流侧依次经第一交流断路器accb1、第一交流母线#6、第一变压器tm1与第一交流电网acgrid1连接，其直流侧依次经第一直流断路器dccb1、第一直流母线#1、第二直流断路器dccb2、第一直流线路l1、第五直流断路器dccb5、第三直流母线#3与直流变压器dcsst的高压侧连接；所述第二模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc2的交流侧依次经第二交流断路器accb2、第二交流母线#7、第二变压器tm2与第二交流电网acgrid2连接，其直流侧依次经第三直流断路器dccb3、第二直流母线#2、第四直流断路器dccb4、第二直流线路l2、第八直流断路器dccb8、第四直流母线#4与第三模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc3的直流侧连接；所述光伏依次经dc/dc变换器、第五直流母线#5与直流变压器dcsst的低压侧连接；所述储能经双向dc/dc变换器与第五直流母线#5连接；所述交流负载依次经第三交流母线#8、第三变压器tm3与第三模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc3的交流侧连接；所述同步发电机与第三交流母线#8连接；所述第三直流母线#3依次经第六直流断路器dccb6、第三直流线路l3、第七直流断路器dccb7与第四直流母线#4连接；所述第一交流电网acgrid1、第一变压器tm1、第一交流母线#6、第一交流断路器accb1和第一模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc1构成第一端口电路t1；所述第二交流电网acgrid2、第二变压器tm2、第二交流母线#7、第二交流断路器accb2和第二模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc2构成第二端口电路t2；所述直流变压器dcsst、第五直流母线#5、dc/dc变换器、双向dc/dc变换器、光伏和储能构成第三端口电路t3；所述第三模块化多电平电压源型变换器mmc-vsc3、第三变压器tm3、第三交流母线#8、交流负载和同步发电机构成第四端口电路t4。

本实施例所述的四端直流配电网的孤岛检测和稳定控制方法，具体情况如下：

1)在rtds仿真平台中搭建了四端直流配电网的结构如图6所示。仿真过程中，各端的参数及控制方式如表1所示：

表1四端直流配电网主要参数及运行模式

四端直流配电网在联网模式时，t1的mmc-vsc1采用定直流电压和无功功率(udc-q)控制方式；t2的mmc-vsc2采用定有功功率和无功功率(p-q)控制方式；t3的直流变压器采用定直流低压侧电压控制方式，储能采用定有功功率控制方式，光伏采用最大功率跟踪(mppt)控制方式；t4端的mmc-vsc3采用定频率和交流电压(v-f)控制方式，带动同步发电机和交流负载运转。在孤岛模式下，t1和t2退出；t3的直流变压器采用定直流高压侧电压控制方式，储能采用定直流低压侧电压控制方式，控制直流变压器的直流低压侧电压，光伏仍然采用最大功率跟踪(mppt)控制方式；t4的控制方式与联网模式相同。孤岛模式的结构如图2所示；直流变压器的联网模式和孤岛模式的切换如图4所示；储能的联网模式和孤岛模式的切换如图5所示。

2)设计如图3所示的孤岛检测方法的流程图。在联网模式下，孤岛检测器检测直流断路器的开关状态，根据基于开关状态组合的主判据dccbstate的运算结果，判断四端直流配网是否发生孤岛；在主判据失效时(即dccbstate＝null时)，启用基于压差-无流复合的辅助判据，首先利用无流判据判断四端直流配电网是否联网，若无流判据不满足则判定四端直流配电系统一定联网，回到主判据判断；若无流判据满足，启动压差判据，压差判据若满足，则判定四端直流配电网处于孤岛模式，四端直流配电网切换至孤岛模式控制；若压差判据不满足，重复无流-压差复合的辅助判据进行检测，检测次数tm加1，当检测次数tm大于设定次数tset后，无流-压差复合的辅助判据仍不满足，则改变储能的有功功率参考值，再启用无流判据，若无流判据满足，迅速切换到孤岛模式控制，若无流判据仍不满足则判定四端直流配电网处于联网模式。

3)为验证该孤岛检测方法在直流断路器通信延时或失败且四端直流配网有功功率平衡的特殊工况下，能实现对孤岛的准确检测。对仿真过程做如下假设：

3.1)假设t2处于检修状态，即dccb4和dccb8处于断开状态，t2退出运行，t1采用定直流电压和无功功率(udc-q)控制方式，带着t3和t4运行；

3.2)dccb5的开关状态为无效状态，即s5＝null，计算得到dccbstate＝null，此时无法通过开关状态组合判定系统运行模式，此模式运行一段时间后，由于误操作或瞬时故障等原因，该直流断路器跳开，此时t3、t4形成孤岛模式；

3.3)在仿真期间，模拟光照强度不断变化，光伏输出的有功功率也随之变化；

3.4)设计孤岛检测器的检测窗口步长为700ms，无流判据定的参考值为0.02pu，压差判据的参考值也为0.02pu。

3.5)为说明方便，以t3和t4从t1断开后形成孤岛为例。

4)为有效检验孤岛检测和稳定控制方法，整个仿真过程长达8s，整个仿真过程分为4个阶段包括：联网正常阶段(state1)，联网有功功率平衡阶段(state2)，孤岛检测阶段(state3)和孤岛功率阶跃响应阶段(state4)。整个孤岛仿真波形如图7和图8所示。在图7中，udc1、udc3分别为直流母线#1和#3的电压值；il1p、il1n分别为直流线路l1的正极和负极直流电流；vdvc为压差判据值；vncc为无流判据值；dccb5为直流断路器dccb5的开关状态；ncc为无流判据；dvc为压差判据；islandc为孤岛检测值。在图8中，udc4为直流母线#4的电压值；udc5为直流母线#5的电压值，即直流变压器的直流低压侧电压；ues为储能的直流电压值；il3p、il3n分别为直流线路l3的正极和负极直流电流；pt1为t1的有功功率；ppv、pes分别为t3的光伏和储能的有功功率；psg、pload分别为t4的同步发电机和交流负载的有功功率；

4.1)联网正常阶段(state1)：联网正常运行情况，从图7和图8的state1仿真结果来看，t1作为有功功率平衡节点(pv节点)，是有功功率送端；t3由于储能和光伏的存在，有功功率处于送出状态，也是有功功率送端；t4的交流负载容量大于同步发电机容量，是有功功率受端。由于直流线路l1的阻抗较小，即使il1p和il1n电流较大，udc1和udc3电压之差非常小，压差判据和无流判据均不满足，孤岛判据不满足，t1、t3和t4均采用联网模式控制。

4.2)联网有功功率平衡阶段(state2)：随着储能和光伏输出的有功功率不断增大，直流系统进入有功功率平衡态，从仿真结果来看，此时，t1虽然还是有功功率平衡节点(pv节点)，但t3和t4的有功功率处于平衡状态，即t3的储能和光伏输出的有功功率几乎全被t4的交流负载消纳，此时il1p和il1n的电流几乎为零，vncc小于0.02pu，无流判据满足，孤岛检测器将ncc置1。但udc1和udc3之间没有电压差，压差判据不满足，孤岛检测器判定孤岛条件不满足，t1、t3和t4依然采用联网模式控制。

4.3)孤岛检测阶段(state3)：在有功功率平衡态下，直流断路器dccb5跳开，t3和t4与t1脱离，系统进入孤岛检测过程，由于t1脱离，t3和t4失去了t1的直流电压的钳制，udc3不断抬升，与udc1的差值越来越大，压差判据值逐渐大于0.02pu，孤岛检测器将dvc置1。此时，孤岛检测器综合了无流判据和压差判据，判断t3和t4形成孤岛，将islandc置1。t3接收到孤岛检测器的孤岛判据后，将直流变压器控制方式切换至定直流高压侧电压控制方式，直流变压器成为该孤岛的有功功率平衡节点(pv节点)；将储能切换至定直流低压侧电压控制方式，储能成为直流低压侧的有功功率平衡节点(pv节点)。随着t3换到孤岛模式，直流变压器控制udc3按既定斜率调节直流电压到1pu；储能控制udc5，该电压在模式切换瞬间出现波动，而后保持稳定；储能的有功功率pes出现波动后稳定；光伏输出的有功功率ppv随着光照强度变化而变化。t4的同步发电机和交流负载的有功功率保持不变。t3和t4进入孤岛模式运行。

4.4)孤岛功率阶跃响应阶段(state4)：在t3和t4进入孤岛模式运行时，模拟t4的交流负载再投入1mw交流负载，从仿真结果可以看出，t4的交流负载的有功功率从4mw阶跃到5mw，同步发电机输出不变。t3的直流电压器的直流高压侧电压udc3出现轻微波动后保持稳定，直流低压侧电压udc5在交流负载投入瞬间出现波动，而后保持稳定。储能的有功功率pes也是在交流负载投入瞬间出现波动，而后保持稳定；而光伏输出的有功功率ppv能随光照强度变化而变化。

综上所述，在采用以上方案后，本发明为四端直流配电网孤岛检测和稳定控制提供了新的方法，提出的孤岛检测方法在直流断路器通信延时或失败且四端直流配网有功功率平衡的特殊工况下，实现对孤岛的准确检测；设计的孤岛稳定控制策略，能及时切换控制方式，维持整个孤岛电网的稳定运行，解决了四端直流配电网孤岛难以检测和控制的问题，有效推动直流配电网的发展，具有实际推广价值，值得推广。

以上所述实施例只为本发明之较佳实施例，并非以此限制本发明的实施范围，故凡依本发明之形状、原理所作的变化，均应涵盖在本发明的保护范围内。