賈 科，李俊濤，陳金鋒，楊 彬，畢天姝

（華北電力大學(xué) 新能源電力系統(tǒng)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102206）

0 引言

與交流配電系統(tǒng)相比，柔性直流配電系統(tǒng)可以靈活控制潮流、送電半徑大，能更好地適應(yīng)不同類型分布式電源和直流負(fù)荷的多點(diǎn)接入，是未來配電領(lǐng)域發(fā)展的趨勢(shì)之一［1-3］。但正是由于直流配電系統(tǒng)可以接入高比例的分布式電源，一旦外部交流系統(tǒng)發(fā)生故障，含多分布式電源的直流系統(tǒng)能否成功故障穿越FRT（Fault Ride Through）將影響本地負(fù)荷供電，甚至上游系統(tǒng)的安全，是直流配電系統(tǒng)控制不可回避的研究要點(diǎn)之一。

交流系統(tǒng)故障期間，整體故障穿越控制的核心是協(xié)調(diào)多個(gè)分布式電源并網(wǎng)換流器和連接交流系統(tǒng)的直交變換設(shè)備，使得直流配電系統(tǒng)的輸入和輸出功率平衡，保證直流母線電壓在允許運(yùn)行范圍內(nèi)。當(dāng)直流配電系統(tǒng)中的換流器具備通信條件時(shí)，這類功率協(xié)調(diào)控制似乎并沒有很大的挑戰(zhàn)性。然而實(shí)際直流配電系統(tǒng)中不同類型、不同容量的換流設(shè)備的控制調(diào)節(jié)時(shí)間存在差異，看似簡(jiǎn)單的功率協(xié)調(diào)控制在執(zhí)行過程中存在巨大的困難，調(diào)節(jié)過程中的功率不平衡會(huì)引發(fā)直流母線電壓波動(dòng)，嚴(yán)重時(shí)光伏并網(wǎng)換流器甚至直交并網(wǎng)換流器均會(huì)閉鎖。因此，亟待研究考慮不同換流器控制響應(yīng)差異的直流配電系統(tǒng)故障穿越協(xié)調(diào)控制策略。

目前，故障穿越協(xié)調(diào)控制按照接入交流電網(wǎng)接口換流器的端口數(shù)量，可分為單端口接入系統(tǒng)低電壓穿越（簡(jiǎn)稱低穿）控制和多端口接入系統(tǒng)低穿控制。單端口接入系統(tǒng)低穿控制［4-7］主要應(yīng)用于集中式或小容量光伏系統(tǒng)的交流電網(wǎng)接口換流器中，該類系統(tǒng)中光伏電站容量與接口換流器容量相近，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)較為簡(jiǎn)單。接口換流器進(jìn)入低穿后可利用通信指令或直流母線電壓變化，快速切換光伏側(cè)變換器的控制方式，系統(tǒng)有功功率可快速進(jìn)入平衡狀態(tài)。然而，對(duì)于多端口接入系統(tǒng)而言，并網(wǎng)接口換流器的容量與系統(tǒng)中單個(gè)光伏電站的容量差異較大，其功率調(diào)節(jié)速度不同，難以將原有的低穿控制策略直接應(yīng)用于多端口接入系統(tǒng)。多端口接入系統(tǒng)又可分為交流多端口［8-10］和直流多端口［11-13］系統(tǒng)。交流多端口接入系統(tǒng)低穿控制多見于低壓交流微電網(wǎng)，相關(guān)研究的關(guān)注點(diǎn)在于各交流端口無功功率的協(xié)調(diào)，較少研究直流側(cè)電壓波動(dòng)情況，且本質(zhì)上仍為單端口接入系統(tǒng)低穿控制。直流多端口接入系統(tǒng)低穿控制通常認(rèn)為接口換流器與單個(gè)光伏電站在容量和控制方式上存在較大差異時(shí)，兩者的有功功率調(diào)節(jié)速度仍然一致，因此能夠在低穿過程中快速實(shí)現(xiàn)有功功率平衡；而采用光伏電站定直流母線電壓方式時(shí)，因?yàn)楣夥鼰o法消納有功功率，所以并不能真正實(shí)現(xiàn)功率平衡點(diǎn)的作用。上述文獻(xiàn)主要關(guān)注交流電網(wǎng)接口換流器進(jìn)入故障穿越引起的直流母線過壓現(xiàn)象，未考慮接口換流器故障穿越過程中直流網(wǎng)側(cè)有功不足的問題［14-16］，即未分析不同容量、控制方式下調(diào)節(jié)時(shí)間差異所帶來的直流母線電壓跌落這一實(shí)際運(yùn)行中不可回避的問題。

本文以多端口分布式光伏接入的直流配電系統(tǒng)為研究對(duì)象，考慮故障穿越過程中，并網(wǎng)模塊化多電平換流器MMC（Modular Multilevel Converter）與光伏直流變壓器DCT（Direct Current Transformer）在容量、控制方式等方面的差異導(dǎo)致的直流母線電壓波動(dòng)問題。針對(duì)該問題，本文提出了一種光伏變功率控制的直流配電系統(tǒng)故障穿越協(xié)調(diào)控制策略。在故障穿越起始時(shí)刻，接收中央控制器指令后，以光伏電站直流網(wǎng)側(cè)電壓幅值為判斷依據(jù)，調(diào)節(jié)光伏端口（即接入光伏陣列的DCT 低壓直流側(cè)）電壓，進(jìn)而彌補(bǔ)直流配電系統(tǒng)內(nèi)因調(diào)節(jié)時(shí)間差異帶來的有功缺額，保證了交流并網(wǎng)換流器故障穿越能夠正常實(shí)現(xiàn)，抑制了直流母線電壓的波動(dòng)。在仿真平臺(tái)PSCAD 中對(duì)不同過渡電阻、不同電壓閾值等工況進(jìn)行了模擬，結(jié)果驗(yàn)證了所提方法的有效性。

1 多端口分布式光伏接入的直流配電系統(tǒng)故障穿越存在的問題

1.1 多端口分布式光伏接入的直流配電系統(tǒng)拓?fù)?/h3>

本文以張北實(shí)證基地多端口分布式光伏接入的直流配電系統(tǒng)為依托搭建測(cè)試系統(tǒng)，針對(duì)這一系統(tǒng)開展故障穿越控制研究。該系統(tǒng)的示意圖如圖1 所示，其由單臺(tái)MMC 逆變后接入交流電網(wǎng)；光伏電源通過DC／DC 升壓后接入±10 kV 直流線路，線路為環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，每個(gè)光伏端口均配置直流快速切換開關(guān)，MMC 直流側(cè)端口配置直流斷路器；最后通過MMC對(duì)光伏功率進(jìn)行逆變后送入交流系統(tǒng)。

1.2 低穿存在的問題分析

1.2.1 故障穿越期間傳統(tǒng)直流母線電壓控制

為便于說明，將圖1 簡(jiǎn)化為附錄中圖A1 所示的結(jié)構(gòu)。文獻(xiàn)［6-7］提出了無通信條件下光伏電站定直流母線電壓控制方法。若對(duì)圖A1 所示的直流配電系統(tǒng)采用該方法，則檢測(cè)到直流母線電壓達(dá)到設(shè)定閾值時(shí)，光伏1 將切換為定直流母線電壓控制方式，其余光伏端口保持最大功率輸出。

理論上，利用光伏電站穩(wěn)定直流網(wǎng)側(cè)電壓時(shí)，要求光伏電站能夠吸收直流網(wǎng)側(cè)剩余功率。然而，發(fā)揮功率平衡作用的端口為光伏電站，其并不具備消納有功功率的能力。另外，文獻(xiàn)［6-7］所提出的光伏電站定直流母線電壓控制方法得以實(shí)現(xiàn)的前提是故障穿越期間仍然允許MMC 向交流電網(wǎng)送入部分有功功率，如果MMC 在故障穿越期間不向交流側(cè)送入有功功率，則無法有效實(shí)現(xiàn)直流母線電壓的穩(wěn)定控制。此外，工程中尚未明確允許MMC 在故障穿越過程中可以輸出有功功率。因此，有必要研究不允許MMC 在故障穿越期間送出有功功率時(shí)，高比例分布式電源接入的直流配電系統(tǒng)故障穿越協(xié)調(diào)控制方法。

1.2.2 MMC與DCT功率調(diào)節(jié)速度差異

對(duì)于通過單臺(tái)并網(wǎng)換流器接入交流電網(wǎng)的直流配電系統(tǒng)而言，并網(wǎng)換流器的容量必然大于直流配電系統(tǒng)內(nèi)部各端口的單體容量，實(shí)際上為保障直流配電系統(tǒng)的擴(kuò)展性并降低對(duì)故障的靈敏度，并網(wǎng)換流器的容量在大于直流配電系統(tǒng)內(nèi)其余端口總?cè)萘康幕A(chǔ)上仍有余量；另外，并網(wǎng)換流器與光伏端口采用的控制方式存在較大的差異，其調(diào)節(jié)過程不一致；且根據(jù)已有的工程參數(shù)，MMC 直交變換設(shè)備的橋臂電感值遠(yuǎn)大于DCT 的升壓電感。綜上所述，在實(shí)際工程中的故障穿越期間，MMC 的有功功率調(diào)節(jié)時(shí)間（從有功功率開始調(diào)節(jié)到降低至初始值與新參考值間差額的3%所使用的時(shí)間）比DCT 的有功功率調(diào)節(jié)時(shí)間要長(zhǎng)。為了分析直流配電系統(tǒng)中有功功率與電壓的關(guān)系，將直流配電系統(tǒng)等效為圖2 所示的電路。圖中，Cdc為直流配電系統(tǒng)等效電容；udc為直流母線電壓。

直流配電系統(tǒng)的有功功率與電壓平衡關(guān)系式為：

圖1 多端口分布式光伏接入的直流配電系統(tǒng)Fig.1 Multi-port DC distribution system with distributed photovoltaic generation

圖2 直流配電系統(tǒng)等效電路Fig.2 Equivalent circuit of DC distribution system

其中，Ppv為光伏電站的輸出功率；Pmmc為流入MMC的有功功率。

取功率流入等效電容為正方向。式（1）的等號(hào)右側(cè)數(shù)值不為0 時(shí)，直流母線電壓將發(fā)生變化，具體為：當(dāng)|Pmmc|>Ppv時(shí)，式（1）的等號(hào)右側(cè)為負(fù)值，直流母線電壓將下降；否則直流母線電壓將上升。

圖3 直流配電系統(tǒng)的有功功率和直流母線電壓Fig.3 Active power and DC bus voltage of DC distribution system

綜上可知，故障穿越期間，當(dāng)MMC 的有功功率調(diào)節(jié)時(shí)間與DCT 的有功功率調(diào)節(jié)時(shí)間之間的差異較大時(shí)，直流母線電壓可能跌落至電壓下限，并觸發(fā)換流器欠壓保護(hù)，使得各光伏端口脫離直流配電系統(tǒng)、MMC 脫離交流電網(wǎng)，導(dǎo)致直流配電系統(tǒng)故障穿越失敗。

2 系統(tǒng)控制策略

故障穿越期間，第1 節(jié)中分析的控制方法在直流母線電壓控制站選取和直流母線電壓穩(wěn)定方面存在問題，因此本文提出改進(jìn)的思路利用直流配電系統(tǒng)功率-電壓平衡關(guān)系。MMC 開始故障穿越后，通過調(diào)節(jié)光伏端口電壓來降低光伏電站輸出功率，從而實(shí)現(xiàn)直流配電系統(tǒng)功率平衡；同時(shí)，為避免故障穿越期間直流母線電壓跌落，通過自適應(yīng)調(diào)節(jié)光伏端口電壓，實(shí)現(xiàn)直流網(wǎng)側(cè)有功功率動(dòng)態(tài)補(bǔ)償。

2.1 MMC控制策略

交流系統(tǒng)未發(fā)生故障時(shí)，MMC 采用定直流電壓控制，由直流電壓外環(huán)生成有功功率參考值，無功功率參考值取為0；交流系統(tǒng)發(fā)生故障后，MMC 進(jìn)入故障穿越模式，直流電壓控制外環(huán)被切除，根據(jù)GB／T 19964—2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》中規(guī)定的動(dòng)態(tài)無功電流方式［17］，輸出無功電流。

正常運(yùn)行時(shí)，首先獲取有功和無功功率參考值，然后計(jì)算dq軸正、負(fù)序電流指令值，計(jì)算公式如式（2）所示［6］。

故障穿越過程中，將有功功率參考值置0，MMC只發(fā)出無功功率，此過程中無功電流指令值IT的計(jì)算方式為：

其中，UT為光伏電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓標(biāo)幺值；IN為光伏電站額定電流。

綜上所述，故障穿越期間的MMC 控制策略如附錄中圖A2 所示。其中電流參考值有2 種生成方式：①通過中央控制器給定有功和無功功率參考值，根據(jù)式（2）計(jì)算得到電流參考值；②檢測(cè)交流側(cè)電壓，根據(jù)式（4）判斷并計(jì)算后得到電流參考值。本文在故障穿越期間采用方式②。生成的電流參考值與實(shí)際檢測(cè)到的電流值經(jīng)dq／αβ轉(zhuǎn)換后輸入比例諧振（PR）控制器，實(shí)現(xiàn)內(nèi)環(huán)電流的閉環(huán)跟蹤控制，并生成靜止坐標(biāo)下的調(diào)制波，該調(diào)制波經(jīng)αβ／abc轉(zhuǎn)換后成為三相調(diào)制波輸入MMC調(diào)制環(huán)節(jié)。

2.2 光伏發(fā)電系統(tǒng)控制策略

2.2.1 光伏陣列運(yùn)行特性

已有大量的仿真與實(shí)驗(yàn)證明了光照均勻的條件下，光伏陣列P-V特性曲線的單峰特性［18-19］。本文基于PSCAD 自帶組件模型，利用描點(diǎn)法獲取光伏陣列P-V特性曲線，如附錄中圖A3所示。

現(xiàn)有的光伏輸出功率調(diào)節(jié)方式多利用最大功率點(diǎn)右側(cè)對(duì)光伏進(jìn)行降功率控制，然而從圖A3中可以看出，在最大功率點(diǎn)Pmax的左側(cè)，虛線所示的輔助線與光伏陣列P-V特性曲線的貼合程度高于最大功率點(diǎn)的右側(cè)，這表明在光伏陣列P-V特性曲線中，最大功率點(diǎn)左側(cè)的光伏端口電壓與輸出功率近似呈線性關(guān)系；而在最大功率點(diǎn)Pmax的右側(cè)，輔助線偏離特性曲線較遠(yuǎn)，若利用最大功率點(diǎn)右側(cè)電壓對(duì)光伏電站輸出功率進(jìn)行控制，則需要DC／DC 控制系統(tǒng)具有較高的電壓控制準(zhǔn)確度，否則光伏電站輸出功率與交流系統(tǒng)實(shí)際需求可能存在較大偏差。

最大功率點(diǎn)對(duì)應(yīng)的光伏端口電壓umpp與開路電壓uo的關(guān)系為［19］：

結(jié)合圖A3，可給出最大功率點(diǎn)左側(cè)電壓與有功功率的近似計(jì)算關(guān)系為：

其中，x為自變量，在本文中由MMC在故障穿越期間允許輸出的有功功率大小決定。

基于式（5）、（6），可在本文所研究的直流配電系統(tǒng)中采用光伏陣列P-V特性曲線的最大功率點(diǎn)左側(cè)的電壓和功率關(guān)系對(duì)光伏電站輸出功率進(jìn)行有效的協(xié)調(diào)控制。

2.2.2 DCT輸出功率調(diào)節(jié)模式

本文所研究的直流配電系統(tǒng)中，DCT 采用兩級(jí)升壓，前級(jí)為雙向直流變換器BDC（Bi-Directional Converter），后級(jí)為隔離升壓全橋變換器IBFBC（Iso?lated Boost Full Bridge Converter）。本文中后級(jí)變換器采用定占空比控制，因此主要通過改變前級(jí)BDC控制模式實(shí)現(xiàn)功率調(diào)節(jié)。DCT的詳細(xì)拓?fù)淙绺戒浿袌DA4所示。

（1）最大功率點(diǎn)跟蹤控制模式。

本文所研究的直流配電系統(tǒng)中，光伏電站采用電導(dǎo)增量法進(jìn)行最大功率點(diǎn)跟蹤（MPPT）控制，其核心公式為［20］：

結(jié)合圖A3可知，在光伏最大功率點(diǎn)有dP/dU=0、dI/dU=-I/U；當(dāng)光伏輸出功率在最大功率點(diǎn)左側(cè)時(shí)

（2）限功率控制模式。

根據(jù)式（5）、（6）和光伏陣列P-V特性曲線最大功率點(diǎn)左側(cè)的功率-電壓線性關(guān)系，利用各光伏電站額定功率與直流配電系統(tǒng)中光伏電站總功率的比值，可以得到限功率模式下，光伏端口電壓參考值與對(duì)應(yīng)的輸出功率值計(jì)算式為：

（3）變功率控制模式。

進(jìn)入故障穿越模式后，中央控制器向DCT 下發(fā)控制策略切換指令，DCT 從MPPT 模式切換至限功率模式，其輸出有功功率需降低為0。然而，由于調(diào)節(jié)時(shí)間的差異，MMC 進(jìn)入故障穿越的過程與DCT 降功率過程并不同步，直流配電系統(tǒng)將出現(xiàn)有功不足的情況，進(jìn)而導(dǎo)致直流母線電壓跌落。

為了避免直流母線電壓跌落，考慮到DCT 自身調(diào)節(jié)速度較快，因此，當(dāng)本地檢測(cè)到直流母線電壓達(dá)到設(shè)定閾值時(shí)，光伏電站進(jìn)入變功率控制模式。該模式以光伏端口電壓為控制目標(biāo)，其參考值計(jì)算公式為：

由式（10）可知，當(dāng)直流母線電壓跌落至設(shè)定的電壓閾值時(shí)，DCT啟動(dòng)變功率控制模式，向直流配電系統(tǒng)注入有功功率，此過程使得直流母線電壓逐漸恢復(fù)至額定電壓，而隨著直流母線電壓的恢復(fù)，變功率控制模式下的光伏陣列端口電壓參考值逐漸下降，根據(jù)光伏陣列的P-V特性曲線可知，光伏輸出功率逐漸降低。所以變功率模式避免了直流母線電壓在MMC 低穿過程中出現(xiàn)嚴(yán)重跌落，且無需頻繁切換DCT控制策略。

2.2.3 DCT控制策略

DCT控制框圖如附錄中圖A5所示。DCT具備3種控制方式：正常情況下，中央控制器向DCT 發(fā)出控制指令“ctrl=0”，使DCT 中前級(jí)BDC 工作于MPPT控制模式（模式Ⅰ），該指令同步發(fā)送到“電壓閾值判斷”環(huán)節(jié)中，作為該環(huán)節(jié)的閉鎖信號(hào)；當(dāng)MMC 進(jìn)入故障穿越或限功率控制模式時(shí)，中央控制器向DCT 發(fā)出控制指令“ctrl=1”，DCT 進(jìn)入限功率控制模式（模式Ⅱ），由于本文設(shè)置MMC 進(jìn)入故障穿越時(shí)，有功功率置0，故光伏電站接收到的功率指令值為0。因?yàn)檎{(diào)節(jié)時(shí)間的差異，直流配電系統(tǒng)將出現(xiàn)功率缺額，并引起直流母線電壓下降，而此時(shí)MMC 已經(jīng)下發(fā)了控制指令，為快速恢復(fù)部分有功功率，電壓閾值判斷功能由DCT 自身實(shí)現(xiàn)。檢測(cè)到電壓跌落至設(shè)定值Uset時(shí)，圖A5 中的N=1，DCT 進(jìn)入變功率控制模式（模式Ⅲ）。

2.3 調(diào)節(jié)系數(shù)選取

在變功率模式的電壓觸發(fā)閾值一定時(shí)，調(diào)節(jié)系數(shù)hi的作用是決定直流母線電壓故障恢復(fù)過程中，光伏電站輸出有功功率的大小，即直流母線電壓恢復(fù)速度的快慢。若hi選取得過大，則即使電壓觸發(fā)閾值較小，也可能使光伏電站輸出有功功率在電壓恢復(fù)的過程中短時(shí)保持或接近最大功率Pmax，盡管電壓可以快速恢復(fù)，但也可能因?yàn)樯仙^快而導(dǎo)致直流母線電壓被抬升至較高的數(shù)值。此后，由于光伏電站輸出功率再度降為0，直流配電系統(tǒng)將在故障穿越期間工作于抬升后的電壓數(shù)值，對(duì)用電設(shè)備的長(zhǎng)期運(yùn)行造成隱患。若hi選取得過小，則可能無法在期望的時(shí)間內(nèi)發(fā)揮恢復(fù)直流母線電壓的作用。為保障直流母線電壓的正常恢復(fù)，需合理選擇調(diào)節(jié)系數(shù)hi。根據(jù)光伏陣列P-V特性曲線，利用其最大功率點(diǎn)左側(cè)的電壓-功率線性關(guān)系，設(shè)電壓降至變功率模式的電壓觸發(fā)閾值時(shí)，光伏電站按照最大功率輸出，則有：

根據(jù)已知的直流母線額定電壓和單個(gè)光伏電站的最大功率點(diǎn)電壓，可求得調(diào)節(jié)系數(shù)hi。

3 仿真驗(yàn)證與結(jié)果分析

為驗(yàn)證本文所提控制策略的有效性，在PSCAD／EMTDC 中搭建了如圖1 所示的多端口分布式光伏接入直流配電系統(tǒng)仿真模型，具體參數(shù)見附錄中表A1。

3.1 傳統(tǒng)控制策略下直流母線電壓調(diào)節(jié)效果

MMC交流側(cè)送出線路在t=0 s發(fā)生過渡電阻Rg=10 Ω 的三相對(duì)稱短路故障時(shí)，直流母線電壓、MMC和各光伏電站總輸出功率見圖4。圖中，3%P為光伏電站或MMC 的有功功率從故障前的數(shù)值Pzc下降到新的參考值Pgz時(shí)兩者之間差值的3%，即3%P=3%（Pzc-Pgz）；有功功率下降至目標(biāo)值的調(diào)節(jié)時(shí)間主要通過調(diào)節(jié)PI控制器參數(shù)與MMC橋臂電感實(shí)現(xiàn)。

圖4 不同調(diào)節(jié)時(shí)間下的直流母線電壓及有功功率Fig.4 DC bus voltage and active power under different adjusting time

從圖4 可以看出，采用傳統(tǒng)控制策略時(shí)，進(jìn)入故障穿越模式后，由于MMC 與DCT 的調(diào)節(jié)速度差異，系統(tǒng)將出現(xiàn)有功功率不足的情況，導(dǎo)致直流母線電壓跌落；且隨著調(diào)節(jié)時(shí)間差異的逐漸增大（實(shí)際直流配電系統(tǒng)中，調(diào)節(jié)時(shí)間與具體設(shè)備廠家有關(guān)，但一般大于100 ms，考慮橋臂大電感的作用，故障穿越期間實(shí)際有功功率的下降時(shí)間將大于該數(shù)值），直流母線電壓跌落程度越嚴(yán)重。圖4（b）為故障前MMC 運(yùn)行于95%和50%額定有功功率狀態(tài)（即光伏電站輸出總功率為其額定功率PpvN的95%和50%）下的波形，對(duì)比圖4（a）和（b）可以看出，故障前MMC 有功功率的大小對(duì)故障穿越期間直流母線電壓跌落的幅度并無明顯影響（95%PN工況下直流母線電壓比50%PN時(shí)直流母線電壓略低0.5 kV）。

3.2 變功率控制模式下直流母線電壓調(diào)節(jié)效果

采用本文所提出的變功率控制模式時(shí)，結(jié)合額定直流母線電壓20 kV 和光伏最大功率點(diǎn)電壓0.6 kV，可計(jì)算得到調(diào)節(jié)系數(shù)hi=0.3。設(shè)置故障前光伏電站輸出總功率為其額定總功率的95%。分別對(duì)MMC 交流側(cè)送出線路發(fā)生經(jīng)不同過渡電阻對(duì)稱短路故障的情況進(jìn)行仿真，直流母線電壓和有功功率的仿真波形如圖5所示。

圖5 不同過渡電阻下的直流母線電壓與有功功率Fig.5 DC bus voltage and active power under different transition resistances

通過圖5（a）可知，MMC進(jìn)入故障穿越控制后，直流母線電壓經(jīng)歷了控制模式Ⅱ、Ⅲ。進(jìn)入模式Ⅱ時(shí)，由于MMC與DCT的調(diào)節(jié)時(shí)間存在差異，導(dǎo)致直流母線電壓下降。當(dāng)直流電壓跌落至0.95 p.u.時(shí)，DCT進(jìn)入變功率控制模式，此后直流母線電壓逐漸恢復(fù)至額定電壓。由圖5（b）可以看出，交流側(cè)電壓跌落程度對(duì)直流母線電壓恢復(fù)過程無明顯影響，恢復(fù)時(shí)間（從電壓開始跌落直至恢復(fù)到20 kV）始終為600 ms。

不同過渡電阻下的MMC 輸出無功功率如圖6所示。由圖可見，DCT 進(jìn)入不同控制模式時(shí)，MMC無功功率的正常輸出均不受影響。

圖6 不同過渡電阻下的MMC輸出無功功率Fig.6 Reactive power of MMC under different fault resistances

取MMC 交流側(cè)A 相電流，對(duì)MMC 進(jìn)入故障穿越后的輸出電流進(jìn)行分析，結(jié)果如圖7 所示。由圖可知，t=0 s 時(shí)交流側(cè)發(fā)生三相對(duì)稱短路故障后，當(dāng)過渡電阻為10～30 Ω 時(shí)，MMC 交流側(cè)電流未超出過流保護(hù)閾值，且進(jìn)入穩(wěn)態(tài)后，電流保持穩(wěn)定?？梢?，采用本文所提控制方法后，直流配電系統(tǒng)同時(shí)實(shí)現(xiàn)了對(duì)MMC交流側(cè)和直流側(cè)電壓的支撐。

圖7 不同過渡電阻下的交流側(cè)A相電流Fig.7 Phase-A current of AC side under different fault resistances

3.3 電壓觸發(fā)閾值選取

根據(jù)變功率模式中光伏陣列端電壓的計(jì)算式可知，選取合適的調(diào)節(jié)系數(shù)后，電壓閾值的選取將對(duì)直流母線電壓的恢復(fù)產(chǎn)生直接影響。為分析電壓觸發(fā)閾值的影響程度，設(shè)置故障類型及過渡電阻與3.1節(jié)一致，在0.97、0.95、0.93、0.91 p.u.這4 種不同的電壓觸發(fā)閾值下，直流母線電壓標(biāo)幺值如圖8所示。

圖8 不同電壓觸發(fā)閾值下的直流母線電壓Fig.8 DC bus voltage at different voltage trigger thresholds

由圖8 可知，不同的電壓觸發(fā)閾值下，從t=0 s開始至直流母線電壓恢復(fù)的時(shí)間均為600 ms，說明電壓觸發(fā)閾值的選取并不影響直流母線電壓的恢復(fù)速度。因此，選取變功率控制模式觸發(fā)電壓閾值時(shí)，可結(jié)合實(shí)際需求，充分考慮所在直流配電系統(tǒng)中用電設(shè)備允許的最低電壓。但需注意的是，當(dāng)直流配電系統(tǒng)中含有明顯的交流分量時(shí)，光伏電站可能提前或延遲進(jìn)入變功率模式，因此為保障電壓穩(wěn)定，電壓觸發(fā)閾值不宜設(shè)置過低。

4 結(jié)論

對(duì)于多端口分布式光伏接入直流配電系統(tǒng)，交流故障使得直流配電系統(tǒng)整體低穿。然而MMC 與DCT 之間有功功率下降速度存在差異，引起直流母線電壓波動(dòng)。為解決該實(shí)際問題，本文提出了一種基于DCT 變功率控制的直流配電系統(tǒng)多端口協(xié)調(diào)控制方法。MMC 進(jìn)入故障穿越控制后，通過對(duì)光伏端口電壓參考值的動(dòng)態(tài)調(diào)節(jié)，分布式光伏電站能夠及時(shí)補(bǔ)充直流配電系統(tǒng)的功率缺額；當(dāng)直流母線電壓逐漸恢復(fù)后，分布式光伏電站輸出功率也隨之降低。經(jīng)仿真驗(yàn)證，本文所提方法解決了多端口直流配電系統(tǒng)中因不同容量換流器調(diào)節(jié)速度差異引起的故障穿越期間直流母線電壓跌落問題，并且該方法不受過渡電阻、故障前系統(tǒng)有功功率的影響，因此，能夠在避免直流母線電壓出現(xiàn)嚴(yán)重跌落的同時(shí)，保障MMC對(duì)交流母線電壓的支撐作用。

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