中压配电网柔性互联示范工程技术方案设计

魏志文,罗煜,曾远方,赵彪,崔康生,李海波,施健

(1.广东电网有限责任公司东莞供电局,广东省东莞市 523109；2.清华大学电机工程与应用电子技术系，北京市100084；3.清华四川能源互联网研究院直流研究中心，成都市 610213)

0 引 言

中压配电网是电力系统向终端用户配送电能的重要基础设施，主要包括35 kV、10 kV等电压等级。为了限制电力系统的短路容量，避免与同地区高压输配电网形成电磁环网，中压配电网一般采用“闭环设计，开环运行”的方式，正常运行时配电馈线间的联络开关处于断开状态[1]。然而，随着电网的持续建设与完善，开环运行方式逐渐成为限制中压配电网发展的瓶颈：其一，用电负荷的快速增长和不平衡发展给一些重点区域中压配电网带来配电走廊紧张、配变负载率过高、馈线负荷分布不均衡等问题，无法通过配电馈线间的合环实现负载均衡，提高供电设备利用率[2]；其二，数据中心等新型敏感负荷对配电网供电可靠性提出了更高的要求，而开环运行方式限制了中压配电网供电可靠性的进一步提升，故障隔离后通过联络开关倒闸操作恢复供电的过程中非故障区域仍然会经历较为明显的短时停电[1,3]；其三，随着分布式能源、储能等技术的普及应用，中压配电网开始呈现出运行方式多样、潮流转供形式复杂等特点，而开环网络的潮流调控能力十分有限，限制了对分布式能源的消纳能力和对储能技术的应用能力[1-2]。

近年来，随着电力电子技术的快速发展和高压直流输电的成熟应用，直流技术开始向中低压领域延伸。中压直流配电因其具有供电质量高、潮流控制灵活、适应交直流友好接入等优势开始受到人们的关注[4-5]，并随着电力电子设备成本的持续下降而逐渐成为研究和示范应用的热门课题。基于中压直流配电技术对常规中压交流配电网进行互联，可以在不增加短路容量的前提下，实现交流配电馈线间的异步合环运行，实现负载均衡和潮流灵活转供，提高中压配电网的供电可靠性和对分布式能源及储能的消纳能力[1,6-7]。目前，已经有机构针对基于直流配电技术进行中压配电网柔性互联的应用场景和初步方案开展了研究：文献[1]提出了采用柔直互联的配电网合环最优模型，并验证了柔直互联实现配电网安全合环、环网潮流经济分布和分布式电源满额消纳的有效性；文献[8]和文献[9]对应用于配电网柔性互联的变换器拓扑进行了研究，比较了不同变换器拓扑的功能与经济性，给出了不同类型变换器的适用场景；文献[10]则具体分析了柔直互联在北京配电网中的应用模式和系统设计方案。总的来说，目前的研究多偏重于规划层面，提出的工程方案大都较为粗略，尚缺少比较全面的面向系统成套设计的专题研究。

本文结合东莞松山湖地区中压配电网的实际现状和工程示范需求，对中压柔性直流互联在该地区中压配电网中的应用方案进行研究。参考高压柔性直流输电工程和中压直流配电工程的设计方法和典型方案，对东莞松山湖柔性互联示范工程的总体技术方案进行设计，明确工程的电气主接线方案、关键设备技术要求、过流耐受和绝缘配合要求，以及系统控制保护策略。研究结论对于本示范工程的顺利实施具有重要的参考意义。

1 示范工程基本情况

东莞松山湖高新技术产业开发区位于东莞市中南部，紧邻深圳市。园区内中压配电网以工业型负荷为主，负荷密度较高，且近年负荷增长幅度较大；由于区域内负荷发展不均衡，部分馈线存在长期重载、轻载的运行状态，配电变压器负载率差异较大。随着近年来该区域用户的产业升级，数据中心等敏感负荷增加，对于配电网的供电可靠性要求逐年提高；同时，区域内各类园区所安装分布式光伏、储能系统、电动汽车充电桩等设备的增加，对配电网的潮流灵活控制能力也提出了更高的要求。

针对上述现有问题和实际需求，该地电网公司拟在该区域建设中压配电网柔性互联示范工程，如图1所示。该工程将220 kV变电站A的10 kV配电线路1和110 kV变电站B的10 kV配电线路2通过柔直背靠背的形式互联起来。通过经由柔性直流环节的异步互联，使来自两个变电站的配电线路实现合环互济、功率可灵活控制的在线合环运行，以此提高两个变电站所配电区域内配电网的潮流调控能力，实现两个变电站配电变压器间的负载均衡。另外，当一侧配电线路故障时，柔直互联系统可转为孤岛运行模式，利用非故障侧线路提供的电源为故障区域提供电压支撑，最大程度地减小停电范围，提高配电网整体供电可靠性。

图1 东莞松山湖中压配电网柔性互联示范项目Fig.1 MVAC distribution network project for demonstration with MVDC-flexible interconnection in Dongguan Songshan Lake area

目前，该中压配电网柔性互联示范工程作为松山湖智慧能源生态示范区重点推进的建设项目之一，已经处于紧锣密鼓的实施建设之中。

2 电气主接线方案

2.1 系统容量和电压

根据前期可行性研究，拟建设的柔直互联系统两侧交流馈线的最大转供负荷需求为5 MW。考虑到该区域内负荷增长较快，未来配电线路预期有增容需求；同时，对于中压柔性直流设备，设备设计容量由5 MW增加到10 MW并不会引起成本的显著变化。因此，本柔直互联示范工程的设计容量最终确定为10 MW。

额定电压方面，按照现行的中低压直流配电电压导则GB/T 35727—2017，中压直流配电电压可在 3(±1.5)kV、±3 kV、±6 kV、±10 kV、±20 kV、±35 kV、±50 kV的范围内选择。在本示范工程中，拟接入两侧交流馈线的额定交流电压均为10 kV，考虑到工程所使用换流器的交/直流电压匹配，以尽量减少对联接变压器的变比需求为原则，本示范工程的额定直流电压等级最终确定为±10 kV。

2.2 主接线方式

中压直流配电可行的主接线方式包括：单极不对称接线、单极对称(伪双极)接线和双极接线。本文所述示范工程的电压等级和容量都较小，考虑设备规模和成本，以及与交流系统尽量简单可靠的联接，单极对称接线是最为理想的主接线方式。因此，推荐采用单极对称主接线方式。

2.3 联接变压器配置

柔性直流工程中，联接变压器的作用主要有以下几个方面：实现交流网侧与阀侧间的电压匹配、提供一部分换流器联接电抗、实现电气隔离、阻断零序电流。

图2 示范工程主回路拓扑结构Fig.2 Topology of the demonstration project

为了确保不同联接变压器配置方案的隔离特性，在PSCAD/EMTDC中建立本工程的电磁暂态仿真模型，并对采用联接变压器、取消联接变压器、直流变压器替代联接变压器三种方案进行仿真分析，得到不同方案在一侧交流单相接地故障时的交、直流电压电流波形，结果如图3所示。

由图3可以看出，取消两侧的联接变压器后，一侧交流系统的不对称分量通过柔直互联系统传递到对侧交流系统，扩大了故障影响范围，同时两侧交流系统间的耦合也给零序谐波和交流电压不平衡提供了传递通道，不利于配电网电能质量的治理。而采用DCT替代联接变压器可以有效阻断故障、零序谐波和三相电压不平衡在两侧交流系统之间的传播。

图3 不同联接变压器配置方案单相故障仿真波形Fig.3 Single-phase fault simulation results of different transformer configurations

2.4 系统接地方式

柔性直流系统采用单极对称接线方式，系统需具备可靠的中性点接地以提供电位参考。在本文所述示范工程中，两侧MMC各自接入10 kV交流配电网运行，而两侧交流配电网则均采用经接地变压器串联小电阻方式接地。不同运行模式下主回路接地方式如图4所示。

图4 不同运行模式下主回路接地方式Fig.4 Grounding methods of main circuit under different operation modes

常规运行模式下，柔性直流互联系统以原有交流配电网的接地措施作为系统接地。正常运行时，直流母线对地呈现出对称的正、负极性，接地点无电流流过；交流馈线故障时，MMC输出的交流电流受控制上限限制，且无对地通路，不会增加原有交流配电网接地短路电流；直流母线故障时，柔直互联系统迅速闭锁并具备故障自清除能力，同样不会对原有交流配电网的接地短路电流水平产生较大影响。

当一侧交流馈线失去电源，柔直互联设备转为交流备用电源运行模式，为该侧交流配电网提供备用的逆变电源。该种运行模式下，无源侧交流配电网原有接地措施随电源母线跳闸切除，供电范围内无可靠的中性点接地措施。为此，在DCT两侧中压直流母线的中性点处，通过串联接地联络开关和接地电阻的方式构成直流接地措施。当柔直互联系统切换到一侧交流备用电源运行模式时，同步合闸无源侧的直流接地联络开关，以保障无源侧系统的可靠接地。

具体到直流接地电阻阻值的选择，图5给出了交流备用电源运行模式下，无源侧直流接地电阻采取不同取值时，该侧交流馈线发生单相接地故障的短路电流波形。按照柔性互联系统尽量不影响原有交流配电网短路电流水平和保护整定的原则，交流备用电源运行模式下交流馈线短路电流的水平不应超过常规运行模式下相同位置相同故障的短路电流水平。据此，本文推荐交流备用电源运行模式下无源侧直流接地电阻的取值以不小于30 Ω为宜。

图5 不同直流接地电阻下交流单相短路电流波形Fig.5 Single-phase short-circuit current under different DC grounding resistance

3 关键设备技术要求

根据示范工程的电气主接线方案，柔性直流互联系统主要包括模块化多电平换流器和电力电子直流变压器两类关键设备。

3.1 模块化多电平换流器

关于MMC的循环耦合解析计算分析理论[11-12]是换流器设计和选型的理论依据。基于这些理论依据，本文对结构如图6所示的MMC进行了设计，设计采用的解析计算方法见附录A。

图6 MMC结构示意图Fig.6 Structural sketch of MMC

在本文所述示范工程中，由于用地空间紧张，对于设备体积和质量的紧凑化要求较高。为此，基于文献[13]提出的低电容高纹波MMC设计思路和文献[14]给出的子模块电容电压优化控制策略，对示范工程所采用的MMC进行小电容、紧凑化的方案设计，并通过解析计算以及PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真对设计参数进行验证，最终确定了MMC各项关键设计参数的技术要求，如表1所示。表1中：THD为换流器交流出口的电压总谐波畸变率(total harmonic distortion,THD)；THFF为换流器交流出口电话谐波波形因数(telephonic harmonic form factor,THFF)。

表1 MMC技术指标要求Table 1 Technical requirements of MMC

换流器总电容用量EC用于评估单位容量换流器所采用总电容储能量的大小，其计算方法如式(1)所示。

(1)

式中：C0表示换流器子模块电容；N为换流器桥臂子模块数；UdcN为换流器额定直流电压；SN为换流器额定容量。

3.2 电力电子直流变压器

直流变压器的设计和选型以双主动全桥变换器(dual active bridge,DAB)的高频链统一模型[15]为理论基础。对于一个DAB功率变换模块，本文采用的解析计算设计方法见附录B。

多个DAB功率变换模块通过两侧直流端口的串并联实现多重化，即构成相应电压等级的DCT。在本文所述示范工程中，DCT两侧直流端口额定电压均为±10 kV，故采取DAB输入串联输出串联(input-series output-series,ISOS)的多重化形式，所构成的DCT如图7所示。

图7 DCT结构示意图Fig.7 Structural sketch of DCT

经过解析计算和PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真验证，最终确定本文所述示范工程中DCT各项关键设计参数的技术要求，如表2所示。

表2 DCT技术指标要求Table 2 Technical requirements of DCT

4 过流耐受和绝缘配合要求

柔直互联系统过流耐受和绝缘配合指标的设计与系统暂态特性的仿真分析密不可分。以整个工程的PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真模型为平台，对系统中可能发生的各类故障进行全面的仿真分析，确定系统各个位置的过电流和过电压水平，以此为基础，即可指导系统过流耐受和绝缘配合要求的制定。

4.1 过流特性和过流耐受

柔直互联系统过电流特性及过流耐受指标的分析设计流程如下：首先，在不考虑任何限流和过流保护措施的情况下，仿真确定系统各个位置在各类故障时的基本过流特性；其次，根据系统基本过流特性，提出必要的限流及过流保护措施配置要求；最后，对配置限流及过流保护措施后的系统再次进行各类故障仿真，确定系统最终的过电流水平，并据此提出系统中各元件应满足的过流耐受要求。

根据仿真分析结果，本文推荐所述示范工程各个位置的过流耐受要求如表3所示。

表3 系统过流耐受要求Table 3 System current withstand requirements kA

4.2 过压特性和绝缘配合

柔直互联系统过电压特性及绝缘配合指标的分析设计流程如下[16-17]：首先，在不配置避雷器的情况下，仿真确定系统各个位置在各类故障时的基本过压特性；其次，根据系统基本过压特性，制定避雷器的配置方案，并结合系统稳态持续运行电压对避雷器参考电压等参数进行初选；随后，对配置避雷器后的系统再次进行各类故障仿真，根据仿真情况调整避雷器参数，并统计避雷器的保护水平及能量耗散指标；最后，仿真确定系统最终的过电压水平，并据此提出系统中各元件间的绝缘配合要求。

根据仿真分析结果，本文推荐所述示范工程各个位置的绝缘配合要求如表4所示。

表4 系统绝缘配合要求Table 4 Requirements for system insulation coordination kV

5 系统控制保护策略

5.1 系统控制方案

根据作用范围和职能划分，示范工程的控制系统分为调度控制层、协调控制层和就地控制层三个层面[18-19]。调度控制层为顶层外部控制，根据配网主站的调度需求，确定柔直互联系统运行模式，并给定相应的参考指令；协调控制层是上层集中控制，根据上一层给定的运行模式和参考指令，控制各个关键设备协调工作，实现系统运行模式的平滑切换和交流故障时的协同响应；就地控制层为下层分散控制，由MMC、DCT等各个关键设备根据自身的原理和特点自行控制，实现上层给定的控制要求。图8为示范工程控制系统框图。

图8 示范工程控制系统框图Fig.8 Control system block diagram of the demonstration project

其中，STATCOM控制利用MMC的无功功率控制能力，向电网提供静止无功补偿(static synchronous compensator,STATCOM)功能。

在协调控制层，柔直互联系统主要存在停运、一侧停运、STATCOM运行、背靠背运行、交流备用电源运行共5种运行模式，各运行模式之间的转换关系如图9所示。其中，正常启动、正常停运、运行方式管理、交流故障响应即为协调控制层的主要控制功能。正常启停控制规定了柔直互联系统停运模式与其他运行模式之间的切换策略，包括STATCOM运行模式和一侧停运模式的正常启动控制和正常停运控制；运行方式管理规定了柔直互联系统除停运模式之外其他4种运行模式在正常工作状态下的切换策略，是对接调度控制层各类控制指令的主要协调控制功能；交流故障响应只在系统处于背靠背运行模式时启用，规定了柔直互联系统在背靠背运行模式下检测到交流故障时如何定位故障发生的位置并根据故障位置做出不同响应，快速恢复非故障区域的供电。

图9 系统运行模式转换关系Fig.9 Transition relationship of system operation modes

5.2 系统保护配置

由于10 kV中压配电领域的电压等级较低，且对于设备紧凑化和精简化的要求较高，本文所述示范工程采取控保一体化的二次设计原则，柔直互联系统的继电保护由系统中各个关键设备独立配置，并与其就地控制层控制设备合并部署。图10和图11分别为系统中MMC和DCT的保护功能配置。

图10 MMC保护功能配置Fig.10 Relaying protection functions of MMC

图11 DCT保护功能配置Fig.11 Relaying protection functions of DCT

其中，每个关键设备以自身工作范围为保护区域，且各关键设备保护区域相互重叠，保障对系统范围内所有故障的可靠保护。

6 结 论

本文立足于东莞松山湖地区中压配电网负荷密度高、区域负荷分布不均衡、新能源设施对潮流调控能力要求高、数据中心等敏感负荷对潮流转供能力和供电可靠性要求高等实际问题，结合该区域建设智慧能源生态系统示范区和柔性互联示范工程的规划背景，对东莞松山湖柔性互联示范工程的总体技术方案进行了设计。

1)对系统的主接线方式、联接变压器配置和接地方式进行了论证，分析并明确了该工程新型电气主接线方案及其运行特性；

2)对系统中模块化多电平换流器和电力电子直流变压器进行了初步参数设计，确定了关键设备的主要技术要求，设计采用这两类关键装备的解析计算方法，并首次进行了小电容紧凑化的MMC方案设计；

3)通过电磁暂态仿真分析了系统中过电流和过电压的特性，提出了系统的过流耐受和绝缘配合要求；

4)对系统总体控制架构和保护配置进行了设计，明确了系统的控制保护策略，其中针对示范工程所采用的新型拓扑，明确了系统的5种运行方式，并提出了在正常背靠背运行模式下发生故障时，与交流系统配合检测故障点位置并对应进行不同处理措施的交流故障响应策略。

研究用于支撑示范工程的规划设计，对于示范工程所采用的新型主回路拓扑、高纹波紧凑化设备方案、交流故障协调响应策略等新技术均进行了详细的论证分析和仿真验证，可为后续相关研究和工程实践提供参考。