MMC换流阀含有大量的电力电子开关,仿真解算时每一种开关状态的组合会对应一个系统矩阵,当电力电子开关状态频繁改变时,仿真所需的运算量是巨大的,这将严重影响仿真时效。RT-LAB通过把开关器件等效为二元电阻,将子模块电容RC
等效为电流源并联电阻的形式,如图5所示,uSMi为子模块块电压,iarm为桥臂电流,iCi 为模块电流 uCi为电容电压,ihCi是历史状态电流,R1i是上管等效电阻,R2i是下管等效电阻。基于Artemis五阶解算器和Backward-Euler算法求解全局网络,不仅能够对所有的开关状态进行预计算,并且消除了不连续引起的数值振荡,提高了仿真效率。
将柔性直流互联应用到交直流混合主动配电网中,在某一端因负载的接入出现功率缺口时,及时得到另一端的能量供给。
2.2.2 并网同步控制
当微电网从孤岛切换至并网运行时,合闸开关闭合瞬间,会出现电压电流过冲或暂态过程持续时间过长。本文采用改进的V/F下垂控制策略,在并网合闸前很短一段时间内加入电压相位和幅值补偿信号,成功完成重连之后,同步补偿信号切除,具体实现如图6所示。图6中：Qref是无功参考值;Qm是无功实测值;Ugrid是电网侧电压;Umic是微网侧电压;ΔEm是电压幅值补偿信号;Em是电压幅值;Pref是无功参考值;Pm是无功实测值;Ph-grid是电网侧电压;Ph-mic是微网侧电压;ΔPh是相位补偿信号;f是频率。假设孤岛转并网前t时刻投入电压相位和幅值补偿实现并网时刻的同步,补偿时间处理如图7所示,延时模块设置的延时参数即为补偿时间t,当t1=1s且t2=0s时,即在并网开关合闸前t时刻,图6所示的ΔEm和ΔPh并网同步补偿信号投入到下垂控制中,补偿信号来自开关两侧的电压幅值差(Ugrid-Umic)和相位差(Ph-grid-Ph-mic)经PI环节后得到;否则ΔEm=0,ΔPh=0,即切除补偿信号ΔEm和ΔPh。
2.3 交直流混合配电网RT-LAB建模
根据一次系统接线方案,建立主动配电网模型,为了合理分配仿真资源,对模型进行子系统划分,不同子系统分别在不同CPU内核上并行运算,提高了实时仿真效率。主动配电网模型见附录所示,一共分为9个实时子系统和1个非实时子系统,仿真步长50 μs。左侧为纳米变电站侧的建模情况,包括MMC的2个换流站、MMC控制以及脉冲生成子系统、PCS加储能蓄电池、微电网(光伏+风机+燃机)、交流负载;右侧为姚慕变电站侧交直流混合配电网建模情况,包括微网(光伏+柴油机+储能蓄电池+交流负载)、光伏、交流充电桩、PCS加直流配网(光伏+直流充电桩+直流充电站)。
模型最上层ARTEMIS Guide模块是ARTEMIS 工具箱的首要控制模块,通过该模块,可以选择ARTEMIS提供的各种算法。ARTEMIS Guide 模块对SPS模块搭建的模型起离散化的作用,执行精确的定步长计算,提供Tustin及其他离散方法,极大提高了仿真的稳定性和精确性。与SPS (SimPowerSystem)仿真的不同之处在于,ARTEMIS Guide模块对电路的状态空间矩阵实施了预计算。此外,State-Space Nodal(SSN)算法融合了状态空间法和节点法的优点,即状态空间法可以实现对电路的准确离散化,节点法便于开关器件的计算。
3 系统仿真验证
为验证所建立主动配电网RT-LAB模型及其控制的有效性,对系统的运行特性进行仿真分析,考察其在负荷低谷方式下由储能系统充电消纳、负荷低谷方式下存在电力缺口时由储能系统放电供给、高峰电力缺口较大时通过柔性直流互联从外部电网受电3种工况下指令控制、功率传输、并网模式切换时电网电压电流以及频率暂态过程。其中前
2种工况统称为配网自动消纳工况。
3.1 光伏出力变化下配网运行情况
首先光伏投切仿真分析,试验初始状态为光伏并网运行,光伏输出有功功率大约为2 MW,无功功率大约为0,于0.7 s左右将光伏从电网中切除,光伏开始离网运行,0.77 s时重新将光伏接入电网。图8、9分别为进行2 MW光伏的投切试验时的光伏逆变侧电压、电流、有功、无功波形,以及纳米变交流电网电压、电流、有功、无功波形。
由图9可以看出,在光伏投切过程中,纳米变电压、电流、功率始终保持稳定。
然后研究直流侧光伏出力波动对交流电网、直流母线的影响,其中模拟直流侧光伏光照强度变化如图10所示,光照变化引起光伏出力变化,变化期间直流母线电压波形如图11所示,光照强度由0
图8 投切光伏时光伏逆变侧电压、电流、有功、无功
图9 投切光伏时纳米变电压、电流、有功、无功
变大时,直流母线电压缓慢升高,并未越限。图12为光照强度变化期间交流电网电压、电流波形,由波形可知,直流侧光伏出力变化时,对交流电网无明显影响。
图10 光照强度变化曲线
图11 直流母线电压曲线
图12 交流电网电压、电流曲线
