徐立波，朱清清，薛開陽，張治乾

(上海電力設(shè)計院有限公司，上海 200025)

當(dāng)前，以數(shù)據(jù)中心、新能源充電站和5G基站為代表的新型基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)正在加速推進，日益成為我國經(jīng)濟發(fā)展的重要增長點[1-4]?！岸嗾救诤稀笔峭苿有滦突A(chǔ)設(shè)施建設(shè)的一項重要落地內(nèi)容。多站融合工程是在充分利用密集分布的電網(wǎng)變電站資源基礎(chǔ)上，將數(shù)據(jù)中心站、光伏電站、儲能站、充電站和5G基站等相融合，實現(xiàn)能量流、數(shù)據(jù)流、業(yè)務(wù)流的“三流合一”，以及資源的就近融合和協(xié)調(diào)互補[5-8]。

隨著直流配電技術(shù)的發(fā)展以及碳中和進程的推進，以分布式光伏和儲能為代表的直流電源接入配電系統(tǒng)的需求大量涌現(xiàn)[9-11]。同時，數(shù)據(jù)中心和充電樁等負荷也期望采用直流供電，以提升系統(tǒng)的可靠性[12-14]。因此，在多站融合工程中，單一的交流配電系統(tǒng)已無法滿足電源和負荷多樣化的需求，多站融合工程構(gòu)建交直流配電系統(tǒng)已成為重要的發(fā)展方向。

近年來，許多學(xué)者對直流配電系統(tǒng)及其在多站融合工程中的應(yīng)用進行了研究。文獻[15]分析了不同交直流負荷構(gòu)成條件下的交直流混合配電與交流配電模式的經(jīng)濟性。文獻[16]提出與交流配電網(wǎng)相比較，直流配電網(wǎng)的傳輸容量大、損耗低，隨著電力電子技術(shù)的發(fā)展，直流配電網(wǎng)存在較大的降價空間。文獻[17]研究了多類型分布式電源接入后，在長期運行條件下低壓直流配電網(wǎng)具有經(jīng)濟性優(yōu)勢。文獻[18]針對直流配電網(wǎng)電壓波動和功率協(xié)調(diào)問題，說明了幾種主流控制方法的基本原理，并闡明了其各自的優(yōu)缺點。文獻[19]提出了低壓直流用電系統(tǒng)的拓撲結(jié)構(gòu), 分析了單極接線、雙極接線的特點及其適用情況。文獻[20-21]分析了多站融合工程中各站點的供電方式和負荷特性，提出了交直流微電網(wǎng)供電系統(tǒng)的框架結(jié)構(gòu)。

目前，現(xiàn)有文獻雖然提出了在多站融合工程中采用交直流配電系統(tǒng)實現(xiàn)多種電源與負荷的接入，但對于電源和負荷直流電壓多樣化的特點，大多采用雙極性接線或逐級降壓的方案，系統(tǒng)較為復(fù)雜、供電效率和可靠性低。本文首先介紹多站融合工程各站點對配電系統(tǒng)的要求，提出利用能量路由器多端口電壓輸出的特點，將其應(yīng)用于多站融合工程交直流配電系統(tǒng)中，以提高系統(tǒng)供電的可靠性和靈活性，并對系統(tǒng)拓撲結(jié)構(gòu)和運行模式，以及能量路由器和儲能變換器的工作模式和控制策略進行詳細論述。

1 多站融合工程電源系統(tǒng)要求

1.1 變電站站用電的電源系統(tǒng)

常規(guī)220 kV及以下變電站通常設(shè)置2臺站用變壓器，其電源從不同主變的低壓母線分別引接[22]。對于多站融合工程，變電站可獨立配置2臺站用變壓器，與其他站點配電系統(tǒng)相對獨立，也可與其他站點合并配置2臺配電變壓器。配電變壓器的容量應(yīng)根據(jù)各站點的合計計算負荷確定。

當(dāng)多站融合工程的配電系統(tǒng)接有儲能時，儲能可作為變電站全站失電后的應(yīng)急電源，體現(xiàn)了多站融合工程的融合優(yōu)勢。

1.2 數(shù)據(jù)中心站電源系統(tǒng)

多站融合工程中的數(shù)據(jù)中心站多為邊緣計算站，級別可按B級考慮。B級數(shù)據(jù)中心站宜由雙重電源供電[23]。傳統(tǒng)的數(shù)據(jù)中心供電系統(tǒng)一般采用“2N”架構(gòu)，即變壓器、配電柜和不間斷電源(UPS)采用雙套配置，投資造價高昂?？紤]到多站融合工程中，數(shù)據(jù)中心緊鄰變電站，供電可靠性極高，可采用一路市電和一路直流240 V電源的供電方案，節(jié)省配電設(shè)備造價的同時降低運行損耗。此方案已在互聯(lián)網(wǎng)公司和運營商的數(shù)據(jù)中心站點得到廣泛應(yīng)用，特別適用于在多站融合工程中推廣。

1.3 光伏電站電源系統(tǒng)

多站融合工程中的光伏電站一般為分布式，可采用交流或直流并網(wǎng)。交流并網(wǎng)一般通過組串式逆變器實現(xiàn)，其容量在100 kW及以下時接入交流380 V；容量大于100 kW時需接入交流540 V或800 V。由于多站融合工程交流電壓通常為10 kV和380 V，為節(jié)省配電變壓器，宜采用單臺容量不大于100 kW的逆變器，以接入交流380 V電網(wǎng)。

光伏電站直流并網(wǎng)時，光伏組件可通過多個雙向DC/DC變換器模塊并聯(lián)與直流電網(wǎng)連接。單臺模塊典型容量50 kW，具備MPPT功能，雙側(cè)直流電壓可在450～750 V(典型值)調(diào)節(jié)。

1.4 儲能電站電源系統(tǒng)

儲能電站可分為電網(wǎng)側(cè)大容量儲能和適用于光儲充系統(tǒng)的分布式儲能兩種，按容量區(qū)分，一般分別屬于中型儲能電站和小型儲能電站[24]。應(yīng)用于電網(wǎng)側(cè)儲能的變換器單套容量可達800 kW，接入交流380 V系統(tǒng)；應(yīng)用于光儲充系統(tǒng)的儲能變換器可通過多套模塊并聯(lián)的方式接入交流380 V系統(tǒng)，單套典型容量為50 kW。

分布式儲能電站也可直流并網(wǎng)，選用多個雙向DC/DC變換器模塊與直流電網(wǎng)連接，單臺模塊典型容量50 kW，具備電池管理系統(tǒng)(BMS)功能，雙側(cè)直流電壓可在450～750 V(典型值)調(diào)節(jié)。

1.5 充電站電源系統(tǒng)

充電站中的交流(慢充)充電樁通常為7 kW，直流(快速)充電樁通常為120 kW或160 kW雙槍，60 kW或80 kW單槍，接入交流380 V系統(tǒng)。

充電站的直流(快速)充電樁也可接入直流系統(tǒng)，選用容量為150 kW的雙向DC/DC變換器，具備V2G充放電功能，電源端接入300～900 V直流電網(wǎng)，車端與200～950 V直流電壓相匹配。

1.6 5G基站電源系統(tǒng)

多站融合工程中的5G基站通常為微基站，功耗較低，可采用交流單相220 V供電。5G基站也可接入直流系統(tǒng)，當(dāng)供電距離較近時可直接由直流48 V進行供電，供電距離較遠時可由直流375 V經(jīng)電源轉(zhuǎn)換模塊轉(zhuǎn)換后進行供電。

2 傳統(tǒng)多站融合工程配電系統(tǒng)方案

多站融合工程中，由于電源和負荷的日益直流化，配電系統(tǒng)有設(shè)置直流母線的趨勢。多站融合工程的配電系統(tǒng)方案可根據(jù)是否設(shè)置直流母線，分為交流配電系統(tǒng)方案和交直流配電系統(tǒng)方案。

2.1 交流配電系統(tǒng)方案

交流配電系統(tǒng)方案中，變電站可設(shè)置2臺專用站用變壓器，其他數(shù)據(jù)中心、光伏、儲能和充電站等站點集成配置2臺配電變壓器。變電站的站用變壓器也可與配電變壓器合并配置。

多站融合工程交流配電系統(tǒng)方案如圖1所示。本方案中，變電站站用變壓器與配電變壓器合并配置。配電變壓器低壓側(cè)采用單母線分段接線，分列運行，各站點的電源和負荷通過交流配電設(shè)備或變換器接入兩段交流380 V母線上。

圖1 交流配電系統(tǒng)方案

本方案的優(yōu)勢在于光伏逆變器、儲能變流器接入交流配電系統(tǒng)，技術(shù)成熟、投資經(jīng)濟、運行穩(wěn)定。

本方案的缺點在于系統(tǒng)供電連續(xù)性較差，由于交流配電系統(tǒng)分列運行，當(dāng)其中一回進線電源失去時，該段母線需要秒級才能恢復(fù)供電。此外，本方案中直流電源和負荷必須逆變成交流后才能實現(xiàn)電能交互，存在多級電能轉(zhuǎn)換損耗，因而配電效率較低。

2.2 交直流配電系統(tǒng)方案

交直流配電系統(tǒng)方案如圖2所示。方案中設(shè)置了兩段交流380 V母線和兩段直流±375 V母線。變電站站用變壓器與配電變壓器相融合。配電變壓器低壓側(cè)采用單母線分段接線，分列運行，變電站的站用電負荷、電網(wǎng)側(cè)儲能站和數(shù)據(jù)中心站電源均衡接入兩段交流380 V母線上。AC/DC雙向變流器用于實現(xiàn)交直流系統(tǒng)的聯(lián)絡(luò)。直流系統(tǒng)采用±375 V對稱雙極單母線分段接線，并列運行。

圖2 交直流配電系統(tǒng)方案圖

光伏電站、分布式儲能電站(用于光儲充系統(tǒng))和充電站接入直流750 V，變電站直流負荷和5G基站接入直流375 V。

本方案的優(yōu)勢在于光儲充系統(tǒng)直接接入直流配電系統(tǒng)，減少電能變換環(huán)節(jié)，提高了配電效率。由于直流母線采用并列運行，當(dāng)單一交流電源失去時，直流電源系統(tǒng)可由另一回交流電源繼續(xù)供電，無停電切換時間，提高了系統(tǒng)供電連續(xù)性。

本方案的缺點在于為了實現(xiàn)不同直流電壓設(shè)備的接入，直流系統(tǒng)采用了±375 V的對稱雙極接線，該類型接線方案對直流系統(tǒng)電壓的控制和保護策略要求較高。此外，多站融合工程中還存在5G基站、變電站照明等需要采用48 V直流供電的應(yīng)用場景，還需要再額外配置DC/DC變換器，供電系統(tǒng)靈活性較差。

3 基于能量路由器的多站融合工程交直流配電系統(tǒng)方案

3.1 系統(tǒng)拓撲結(jié)構(gòu)

多站融合工程中，各類直流電源和負荷涉及的直流電壓等級多樣。若直流系統(tǒng)采用雙極接線實現(xiàn)電壓多樣化，控制難度大、保護功能要求高；若直流系統(tǒng)采用單極接線，需分級降壓，變換器數(shù)量多、配電效率低、整體協(xié)調(diào)控制難度大?？紤]到多站融合工程直流電壓等級多的特點，可采用多端口輸出的能量路由器形成多種直流電壓的輸出與交互，提高電能綜合轉(zhuǎn)換效率和協(xié)調(diào)控制性能。

基于能量路由器的交直流配電系統(tǒng)方案如圖3所示。方案中分別各設(shè)置了兩段交流380 V母線、直流750 V母線、直流375 V母線、直流240 V母線和直流48 V母線。變電站站用變壓器與配電變壓器相融合。配電變壓器交流380 V側(cè)采用單母線分段接線，分列運行，變電站站用電負荷、數(shù)據(jù)中心負荷和儲能站電源分別均衡接入兩段交流380 V母線上。兩臺能量路由器分別與各自的交直流母線連接。

圖3 基于能量路由器的交直流配電系統(tǒng)方案

直流750 V母線采用單母線分段接線，常規(guī)運行方式下并列運行。光伏電站、分布式儲能電站(用于光儲充系統(tǒng))和充電站平衡接入直流750 V母線。直流375 V母線采用兩段單母線，不聯(lián)絡(luò)，用于接入變電站和數(shù)據(jù)中心的直流空調(diào)、直流水泵等負荷。直流240 V母線采用兩段單母線，不聯(lián)絡(luò)，用于接入數(shù)據(jù)中心機柜等負荷。直流48 V母線采用兩段單母線，不聯(lián)絡(luò)，用于接入5G基站和變電站照明等負荷。

本方案除了擁有直流配電系統(tǒng)固有的提高系統(tǒng)供電連續(xù)性的優(yōu)勢之外，還能充分發(fā)揮能量路由器的優(yōu)點，即通過產(chǎn)生多等級直流電壓便于電源和負荷的直接接入，增加系統(tǒng)運行的靈活性，提升系統(tǒng)整體的協(xié)調(diào)控制功能。

本方案的缺點在于能量路由器的控制較為復(fù)雜，直接影響了系統(tǒng)的可靠性。為此，本工程設(shè)置了兩臺能量路由器，以提升系統(tǒng)整體的可靠性。

3.2 系統(tǒng)運行模式

基于能量路由器的多站融合工程交直流配電系統(tǒng)具有5種運行模式，分別是常規(guī)交流供電、直流柔性互濟、交流單電源、直流微電網(wǎng)和應(yīng)急直流逆變模式。不同運行模式下的交流進線和負荷情況如表1所示。

表1 交直流配網(wǎng)系統(tǒng)運行模式

當(dāng)兩路交流進線正常供電時，根據(jù)兩段交流母線負荷的均衡性，系統(tǒng)分別運行在常規(guī)交流供電模式或直流柔性互濟模式。當(dāng)其中一路交流進線出現(xiàn)故障時，系統(tǒng)運行在交流單電源模式。當(dāng)兩路交流進線均發(fā)生故障時，根據(jù)是否有重要交流負荷，系統(tǒng)分別工作于應(yīng)急直流逆變模式或直流微電網(wǎng)模式。

3.3 能量路由器和儲能DC/DC變換器控制模式

系統(tǒng)不同運行模式下的能量路由器和儲能DC/DC變換器控制模式如表2所示。

表2 能量路由器和儲能DC/DC變換器控制模式

3.3.1 常規(guī)交流供電模式

常規(guī)模式下，兩臺能量路由器均處于整流模式，由交流系統(tǒng)向直流系統(tǒng)配電。兩臺能量路由器采用主從控制：主設(shè)備控制直流750 V母線電壓；從設(shè)備控制交流向直流側(cè)輸出的功率，平衡兩臺能量路由器的負載率。儲能DC/DC變換器工作在功率控制模式。

3.3.2 直流柔性互濟模式

當(dāng)交流系統(tǒng)中的其中一臺配電變壓器重載，另一臺配電變壓器輕載時，系統(tǒng)將運行在直流柔性互濟模式。輕載配電變壓器對應(yīng)的能量路由器處于整流模式，控制直流750 V母線電壓；重載配電變壓器對應(yīng)的能量路由器處于逆變模式，控制向交流側(cè)逆變的功率，以均衡兩臺配電變壓器的負載率。儲能DC/DC變換器工作在功率控制模式。

3.3.3 交流單電源模式

當(dāng)交流系統(tǒng)其中一回路進線失電時，系統(tǒng)進入交流單電源模式。失電配電變壓器對應(yīng)的能量路由器斷開與交流電網(wǎng)的連接，直流系統(tǒng)正常運行；另一臺能量路由器處于整流模式，控制直流750 V母線電壓。儲能DC/DC變換器工作在功率控制模式。待交流系統(tǒng)進線恢復(fù)供電后，恢復(fù)至常規(guī)交流供電模式。

3.3.4 直流微電網(wǎng)模式

當(dāng)交流系統(tǒng)兩回路進線均失電且交流系統(tǒng)無需應(yīng)急供電時，系統(tǒng)進入直流微電網(wǎng)模式。兩臺能量路由器均斷開與交流電網(wǎng)的連接，直流系統(tǒng)正常運行。儲能DC/DC變換器工作在電壓控制模式，控制直流750 V母線電壓。兩臺能量路由器控制連接的直流375 V及以下的各段母線電壓。

3.3.5 應(yīng)急直流逆變模式

當(dāng)交流系統(tǒng)兩回路進線均失電且交流系統(tǒng)需要應(yīng)急供電時，系統(tǒng)進入應(yīng)急直流逆變模式。儲能DC/DC變換器工作在電壓控制模式，控制直流750 V母線電壓。兩臺能量路由器與交流電網(wǎng)保持連接，由直流系統(tǒng)逆變向交流側(cè)供電。兩臺能量路由器需同時控制連接的交流380 V和直流375 V及以下的各段母線電壓。

需要注意的是，直流微電網(wǎng)模式和應(yīng)急直流逆變模式下，需確保儲能DC/DC變換器具備足夠的電能變換容量，其應(yīng)大于接入的所有交直流負載，才能支撐各級交直流母線電壓，確保系統(tǒng)穩(wěn)定。

此外，若要實現(xiàn)重要負荷在并離網(wǎng)切換過程中不間斷供電，即直流微電網(wǎng)模式與其他模式間的切換，需要在10 ms內(nèi)通過對能量路由器交流側(cè)并網(wǎng)開關(guān)的快速精確控制，以實現(xiàn)無縫切換[25]。

3.4 儲能DC/DC變換器控制策略

系統(tǒng)不同運行模式下，儲能DC/DC變換器的工作模式分為功率控制和電壓控制兩種，其控制策略流程如圖4所示。

圖4 儲能DC/DC變換器控制策略流程

當(dāng)儲能DC/DC變換器工作在功率控制模式，且光伏發(fā)電量大于750 V直流負荷時：若此時儲能電池充滿，則儲能DC/DC變換器處于休眠模式，多余的電量經(jīng)能量路由器向低壓直流系統(tǒng)或交流系統(tǒng)供電；若此時儲能電池未充滿，則儲能DC/DC變換器處于充電模式，存儲光伏剩余發(fā)電量。當(dāng)儲能DC/DC變換器工作在功率控制模式，但光伏發(fā)電量小于750 V直流負荷時：若此時儲能電池有充足電量，且交流系統(tǒng)處于高負載率時，儲能DC/DC變換器處于放電模式；其他情況下，例如儲能電池?zé)o充足電量或交流系統(tǒng)處于低負載率時，其余供電負荷由交流系統(tǒng)提供，儲能DC/DC變換器處于休眠模式。

當(dāng)儲能DC/DC變換器工作在電壓控制模式，且光伏發(fā)電量大于所有負荷時：若此時儲能電池充滿，則儲能DC/DC變換器應(yīng)對光伏逆變器發(fā)出指令，迅速減少光伏發(fā)電量，實現(xiàn)電量平衡；若此時儲能電池未充滿，則儲能DC/DC變換器處于充電模式，存儲光伏剩余發(fā)電量。當(dāng)儲能DC/DC變換器工作在電壓控制模式，且光伏發(fā)電量小于所有負荷時：若此時儲能電池有充足電量，則儲能DC/DC變換器處于放電模式；若儲能電池?zé)o充足電量，則儲能DC/DC變換器對配電系統(tǒng)發(fā)出指令，迅速減少負載，實現(xiàn)電量平衡。

4 結(jié)語

本文提出了一種基于能量路由器的多站融合工程交直流配電系統(tǒng)拓撲結(jié)構(gòu)，可以實現(xiàn)交直流電源系統(tǒng)的互濟以及多直流電壓等級輸出，以更好地適應(yīng)多站融合工程各類直流電源和負荷的接入需求。針對交直流配電系統(tǒng)不同工況，闡述了5種運行模式，充分體現(xiàn)了系統(tǒng)的靈活性和多功能性。

此外，根據(jù)光伏發(fā)電量、交流系統(tǒng)負載率和電池電量等條件，提出了系統(tǒng)中儲能DC/DC變換器的具體控制策略及與系統(tǒng)其他設(shè)備的配合方案，研究成果可應(yīng)用于多站融合工程和交直流混合配電網(wǎng)工程中。