构建县域电网系统的多端口能量路由器及其硬件在环仿真

熊 平，柳 丹，肖 繁，康逸群

（国网湖北省电力有限公司电力科学研究院，湖北 武汉 430077）

0 引言

随着“30·60 目标”的推进，新能源装机容量持续攀升，发展趋势从局部地区逐渐向全省、全国转变，到2030 年碳达峰阶段，新能源发电量占比将提升至42%［1-3］。现阶段新能源发电分布式和集中式共存，在110 kV及以上电压等级接入的新能源仍以集中式模式为主。随着整县光伏开发的逐步推进，10 kV及以下电压等级接入的分布式光伏占比随之增长［4］。新能源的间隙性、分散性和不可控性，使得县域电网电能流向由单向流动演变为多向流动，给电网的稳定运行方式的合理安排带来难题，同时导致本地新能源无法消纳的新能源外送空间逐步缩紧，依靠大规模外送模式的持续性存疑［5］。另一方面，县域电网中电动汽车等直流负荷及储能规模化提速，利用多能互补及友好协调控制来解决日益突出的新能源发电的间歇性和用户用电的随机性难题是当前可行的解决思路［6-7］。在上述背景下，能量路由器能为分布式电源、无功补偿设备、储能设备、负荷等提供智能接口，在保证电能质量的前提下，灵活地管理区域电网内部功率输送，实现动态电能平衡，实现能源高效利用和就地消纳是目前研究的热点［8-9］。

目前，利用能量路由器功率的多向流动，使其可灵活变换与电网的功率交换，在不同场合表现出电源或负载的特性，快速响应电网调度，实现能源互联［10］。在不同的应用场景，能量路由器的拓扑结构随之改变［11］。针对分布式低压电网380 V场景，能量路由器要求具备电动汽车、储能、光伏等直流元素接口，功能上更注重能量多向流动、即插即用、信息互动等需求，结构上常采取为共直流母线型。针对中压10 kV电网场景，能量路由器为不同变电站间母线、馈线能量桥梁，技术上具备多电压等级、多环网等特点，采用级联H 桥结构、背靠背换流器等结构，可实现10 kV电压等级接入，具备控制T 接入馈线潮流幅值和方向［12-13］。此外，针对不同电压等级的交直流电网的接入场景，文献［14］提出一种改进的能量路由器拓扑结构，输入级采用多电平换流器结构（MMC），隔离级采用串入串出（ISOS）与串入并出的（ISOP）混联结构。针对电力电子变压器容量的不同，IGBT/MOSFET/Sic的器件应用不同，IGBT常用于容量大的场合，而MOSTET/Sic的应用以小容量场合为主。国内外有关能量路由器示范工程为珠海唐家湾-光储充一体化直流微电网工程、同里综合能源服务中心工程，示范侧重于中低压配电网，电压等级较低（10 kV及以下）、容量较小（20 kVA～3 MVA），多为3-4个端口，尚未见到10 kV以上，60 MW大容量多端口能量路由器样机试制或工程应用的报道［15-18］。综上所述，对于多端口大容量能量路由器的研究仍以理论、仿真和工程示范为主，实际工程化应用尚且不多。

结合本文构建能源互联的县域电网100%新能源独立供电运行场景，本文提供一种基于电能路由技术的区域能源互联配电网系统，构建以区域电能路由器为核心节点设备的互联集控层，形成县域电网新能源就地消纳为主、与主电网交互为辅，具备相互支撑、互为补充的能源互联形态。以湖北广水能源示范工程为依托，对工程所使用能量路由器及其构建的县域电网进行研究与仿真验证：首先，阐述高压多端口能量路由器拓扑结构与技术参数；其次，研究不同运行方式下各变换器端口控制策略，使其具备区域电网100%独立运行的要求；最后，开展基于多端口能量路由器不同运行方式下的硬件在环仿真，验证能量路由器稳态运行、故障支撑、运行方式切换的可靠性，以期为多端口能量路由器工程的投运提供借鉴与参考。

1 多端口能量路由器

1.1 能量路由器拓扑结构

工程采用高压多端口能量路由器，拓扑结构示意图如图1所示，其中，中压直流协调控制系统负责与中压母线相连各端口能流的控制及其保护，包括与高压交流电网连接的AC/DC 双向变换器、与县域交流电网连接的DC/AC 双向变换器、与县域电网供电负荷连接的DC/AC 双向变换器、中压直流母线、以及与中压直流母线连接的储能双向DC/DC 变换器、分布式电源双向DC/DC 变换器和中压直流断路器，AC/DC 双向变换器与DC/AC 双向变换器组成背靠背换流器，用于连接与隔开高压交流电网和县域交流电网；低压直流协调控制系统包括低压直流负荷DC/DC 变换器、低压直流母线，储能双向DC/DC 变换器通过低压直流母线与所述低压直流负荷DC/DC 变换器连接，低压直流负荷DC/DC变换器用于接入低压直流负荷。

图1 多端口能量路由器拓扑结构Fig.1 Topological structure of multi-port energy router

图1 中，能量路由器采取中压和低压共直流母线结构，与中压直流母线有物理连接的端口为1 号-5 号由中压协调控制系统实现各端口间的能量调控；与低压直流母线有物理连接的端口6号由低压协调控制系统实现各端口间能量调控，实现了不同电压等级的能量互联及分层控制。AC/DC换流器1和DC/AC换流器2 为模块化多电平换流器结构，便于实现背靠背换流器结构，实现能量双向流动及级联成高压端口；储能双向DC/DC4 变换器为ISOP 结构、分布式电源双向DC/DC5 变换器为ISOP 结构，便于直流侧高压输入、低压输出大电流，实现储能、光伏模块化接入，易于维护；低压直流负荷DC/DC6 变换器为IPOP 结构，适用于低压大电流工作场合，降低输入端与输出端功率开关管的电流应力，降低器件选型要求及成本。

1.2 能量路由器拓扑结构

更为具体，工程所用高压多端口能量路由器具有AC110kV/AC110kV/AC10kV/DC±20kV/DC750V/DC±375V/DC375V 共7 个端口，主要技术参数如表1 所示，分为背靠背换流器，包括2 个MMC 结构组成的背靠背变换器、1 个MMC 结构的换流器、3 个直流变压器、1个中压直流断路器。

表1 多端口能量路由器主要技术参数Table 1 Main technical parameters of multi-port energy router

2 基于能量路由器的县域电网系统

本文所述的高压大容量多端口能量路由器的拓扑结构是一种具备多交、直流端口的层次化能源互联系统，可实现交流电网间双向功率流动，低压直流系统层次化能量管控，同时可使10 kV县域交流电网以100%新能源供电下的孤岛运行能力，与提升县域电网新能源就地消纳的运行模式高度契合［19-20］。其中，背靠背换流器可使示范区110 kV 电网与永阳110 kV 主网柔性互联，形成以主网为支撑，示范区电网就地消纳为主的运行方式，提升供电的可靠性。

2.1 能量路由互联的县域电网示意图

工程以多端口双向能量路由器为核心设备，具体为包括用于连接与隔离AC 110 kV 电网的背靠背60 MW 换流器VSC1 和VSC2，与±20 kV 直流母线连接的DC/DC变换器1和DC/DC变换器2，采用ISOP结构，用于分散式电池模块及光伏模块的接入，与±20 kV母线连接的VSC3换流器，用于负荷馈线供电，以及用于中压直流微网输入/输出端口，提供直流环网接入接口。图2 中，交流110 kV 端口采用以背靠背形式连接的2套60 MW VSC换流器1、2，换流器1与220 kV电网侧变电站110 kV 母线相连，换流器2 与新能源侧变电站内110 kV母线相连，实现互联母线间的柔性调控；交流10 kV端口出口采用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 直挂储能直流变换器，其与站内储能相连，平抑新能源发电的功率波动，参与高比例可再生电网的调压、调峰，可作为电网的启动电源；DC±375 V端口采用1套2 MW直流变换器，实现站内展厅幕墙光伏、屋顶光伏接入；DC375 V端口采用1 套500 kW 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，接新型负荷和配电网示范区。此外，并联断路器用于在示范区源储荷无法平衡时的备用交流通道，解决偶发的新能源发电超过能量路由器容量的问题，可降低示范区储能系统的投资成本，提升县域电网系统运行的可靠性。

图2 多端口能量路由器的县域电网系统示意图Fig.2 Schematic diagram of county power grid system with multi-port energy router

2.2 能量路由器二次系统及其控制策略

工程用多端口能量路由器配备能量协调控制系统，控制运行模式切换与端口功率传输。主要设备包括能量路由器协控系统（简称“协控”），能量路由器运行人员工作站，就地工作站和服务器，VSC1 控制保护系统，VSC2 控制保护系统，VSC3 控制保护系统，DC/DC1控制系统（储能换流器控制系统），DC/DC2控制系统，DC/DC3控制系统等。能量路由器运行人员工作站位于集控中心或调度中心，就地工作站位于能量路由器二次设备预制舱。运行人员可通过这两个工作站向协控和换流器控制保护设备下发操作指令。能量路由器协控系统与源网荷储协同控制系统（简称“源网荷储”）通信，具备LAN网的秒级和FT3 协议的毫秒级的运行方式和控制指令响应，二次系统架构示意图如图3所示。

图3 多端口能量路由器二次系统架构Fig.3 Secondary system architecture of multi-port energy router

能量路由器背靠背换流器是配网和高压主网之间“源荷”的唯一接口，根据并联断路器（旁路开关DL3）、VSC1 和VSC2 换流器的投退状态的不同，县域电网可分为以下3种运行方式，依据运行方式的不同，能量路由器各端口具有不同的控制策略，具体见表2。

表2 多端口能量路由器运行方式及控制策略Table 2 Operation mode and control strategy of multi-port energy router

VSC1和VSC2投入，旁路开关DL3断开，称为能量路由器运行方式。在该运行方式下，北环变电站管辖的县域电网与220 kV 永阳变电站高压主网通过能量路由器VSC1 和VSC2 换流器隔开，控制目标为保证县域电网频率和电压稳定，各端口变换器要求为VSC1稳定中压直流母线电压，VSC2 为V/F 下垂控制模式，支撑北环侧交流电网，VSC3 为V/F 下垂控制模式，随示范区负荷波动，DC/DC1、DC/DC2 和DC/DC3 为恒电流控制模式，具备充分利用“源”“荷”“储”的调控能力。

VSC1 与永阳变电站高压电网连接的断路器DL1断开，VSC2投入，旁路开关DL3断开，北环变电站管辖的县域电网与220 kV 永阳变电站高压主网无功率交互，示范区由新能源场站、储能系统供电，称为“独立运行方式”。在该运行方式下，控制目标为保证北环变电站母线电网稳定，由接入到站内母线的自同步电压源的宝林和英姿寨新能源、示范区的分布式储能共同支撑。能量路由器VSC1 换流器为V/F 控制，VSC2 换流器稳定中压直流母线，直流侧储能换流器DC/DC1 定PQ模式，DC/DC1、DC/DC2和DC/DC3为恒电流控制模式，具备充分利用“源”“荷”“储”的调控能力。

VSC1和VSC2投入，旁路开关DL3闭合，能量路由器和其交流通道同为功率传送通道，称为“能量路由器联网运行方式”。在该运行方式下，控制目标为以保证北环侧新能源最大功率输送，各端口变化器要求为VSC1 稳定中压直流母线电压，VSC2 为PQ 模式，DC/DC1、DC/DC2和DC/DC3为恒电流控制模式，解决向外输送功率超出能量路由器外送卡口问题，满足新能源侧功率最大上送。

图4 示范区县域电网示意图Fig.4 Schematic diagram of country-level power grid in demonstration area

能量路由器运行方式的切换主要受与北环变电站（示范区）交互功率影响，各运行方式下的切换关系如图5所示，能量路由器在进行响应上述方式切换时，各端口的控制策略同步切换，要求满足表2中所述策略，确保切换前后示范区及高压电网电压和频率平滑过渡。

图5 多端口能量路由器不同运行方式切换关系图Fig.5 Switching relationship between different operation mode of the multi-port energy router

3 仿真与结果分析

高压大容量多端口能量路由器的硬件在环测试对象包括VSC1/2/3控制保护系统、VSC1/2/3阀控系统、协调控制系统、中压保护系统、VSC1和VSC2换流变保护系统、DC/DC控制保护装置、直流断路器控制保护。联调内容为能量路由器启停、功率升降动态响应、故障穿越、稳态参数交互及运行方式切换等试验，如表3 所示。本文以考察工程用能量路由器故障穿越及运行方式切换等动态特性为主，验证能量路由器的可靠性。

表3 多端口能量路由器硬件在环仿真项目Table 3 Hardware-in-loop test items of multi-port energy router

在能量路由器运行方式下，永阳侧交流电压，中压直流母线电压额定时，调整各端口功率，使能量路由器背靠背换流器有功功率P_Act 为-55 MW，无功功率Q_Act为-20 Mvar，VSC3有功功率为5 MW。如图6所示，直流电压Udc实际值为39.99 kV，控制精度为0.025%，VSC2换流器交流电压Us_AB实际值为111.88 kV，控制精度为0.1%，受到示范区内有功功率的影响，有功-频率下垂，频率实际值fs_A在±0.05 Hz 范围内波动；VSC3 换流器交流电压UAC_AB_1ST实际值为9.99 kV，控制精度为0.1%，频率UAC_FREQ实际值为49.99 Hz，控制精度为0.001%，控制精度与设计要求一致。

图6 多端口能量路由器稳态参数校核Fig.6 Steady-state parameter check of multi-port energy router

对能量路由器在独立运行方式下启动能力进行测试，检验该方式下各端口启停逻辑及功能的正确性。该方式下能量路由器需先启动VSC2端口，随后启动其余换流器端口。如图7（a）为独立运行方式下的VCS2换流器启动波形。为减小启动时电流冲击，VSC2换流器直流电压给定为0.85 p.u.Udc，达到直流电压稳态值时，VSC2 换流器端口的有功功率P_Act 和无功功率Q_Act 稳态值受到示范区内电网的影响；图7（b）为VSC1换流器启动波形，VSC1换流器在Udc为直流额定40 kV 时解锁，建立Us_A网侧三相交流电压，其有功功率和无功功率为零。能量路由器停机流程与启动流程相反，不在此赘述。

图7 多端口能量路由器VSC1和VSC2换流器启动Fig.7 Start-up of VCS1 and VSC2 of multi-port energy router

对能量路由器动态参数变化时响应能力进行测试，检验以能量路由器运行方式下的直流电压动态响应性能。图8中为VSC1换流器永阳侧直流电压Udc阶跃-0.03 p.u.时，背靠背换流器功率波动情况。在中压侧直流电压给定变化时，VSC1换流器永阳侧直流电压Udc快速响应给定指令，约90 ms 调整至稳态。在此过程中，永阳侧有功功率P_Act超调量不超过30%，直流电压稳态后永阳侧传送的功率保持不变，永阳侧无功功率Q_Act保持不变。

图8 多端口能量路由器直流电压Udc阶跃动态特性Fig.8 Udc step dynamic characteristics of DC voltage in multi-port energy router

在能量路由器运行方式下，VSC1换流器为定直流电压控制，VSC2 采用V/F 下垂控制。调节VSC2 负荷功率，在换流器VSC2交流侧置故障，进行故障穿越试验。结果如图9 所示，北环侧三相交流电压短路接地故障期间，中压母线电压Udc基本能保持稳定，期间无保护动作，故障恢复后能量路由器北环侧有功功率P_Act和北环侧无功功率Q_Act能稳定输出。

图9 北环侧三相短路交流故障下VSC2换流器低电压穿越试验结果Fig.9 Low voltage crossing test results of VSC2 converter in the case of 3-phase short-circuit fault in Beihuan Station

由于能量路由器容量为60 MW，当示范区功率上送功率超过60 MW时，需合上旁路开关DL3，此时由并联的交流通道与背靠背换流器组成电能外送通道。能量路由器运行方式切换到能量路由器联网运行方式，DL3断路器合闸要求示范区电网与永阳变高压主网满足同期三要素条件，运行方式切换结果如图10 所示。切换过程中，VSC2换流器北环侧电压Op_Us_A跟随永阳侧高压主网电网电压Us_A幅值、频率和相位，网侧频率fs_A最低值为49.7 Hz，传输的有功功率P_Act有一定波动，中压直流母线电压Udc基本不变，在100 ms 内切换至能量路由器联网运行方式，切换前后无保护动作，运行方式切换后的中压直流母线电压Udc和传送的有功功率保持目标值。结果表明，本文考虑先断开旁路开关DL3，后切换能量路由器各端口策略的切换方法具备工程可行性。

图10 多端口能量路由器运行方式切换试验结果Fig.10 Results of running mode switching test of multi-port energy router

4 结语

以湖北广水100%新能源新型电力系统示范工程为例，阐述了多端口能量路由器的拓扑结构，并以此为能量交互载体柔性构建了一种与高压主网相互支撑、互为补充、实现了一种县域电网与高压主网潮流双向可控可独立运行的100%风电储构成的电网架构。根据县域电网运行方式需求，确定了多端口能量路由器各端口的控制策略，并对其控制器涉及的启停、稳态参数校核、故障穿越、运行方式切换等功能进行硬件在环仿真，重点阐述了能量路由器稳态参数校核、运行方式切换、三相短路严重故障时的穿越性能等试验，结果验证了基于多端口能量路由器构建以100%风光储系统的正确性与有效性，对今后以新能源为主体的新型电力系统的广泛建设起到示范作用。