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图63台换流站交流侧短路故障情况的仿真结果
图6给出了三台换流站交流侧短路故障情况下的仿真结果。在初始条件下,光照强度为800W/m2,直流网络负载为15kW重要负荷,交流侧接入30kW的重要负荷。在0.5s时,三台换流站交流侧均发生短路故障,为了保证重要负荷不间断供电,三台换流站由直流下垂控制切换为CVCF控制保证交流本地电压幅值和频率恒定,并且启动直流网络内部蓄电池储能系统由待机模式切换至直流下垂控制维持直流电压在允许范围内。在1s时光照强度突变至1000W/m2,光伏发电单元输出功率增加,储能吸收功率增加。在1.5s时,直流负荷增加了20kW,此时分布式发电单元输出功率小于负载需求功率,因此储能系统放电运行补偿功率的不足;在2s时,直流负荷减小了20kW,此时储能系统充电运行,因此可以看出在光照强度变化和负载投切情况下储能变换器都能够保证直流电压在允许运行范围内,系统动态和稳态性能良好。
4.结语
本文提出了含柔性互联装置的交直流混合配电网协调控制方法。分析了正常运行和交流侧发生短路故障情况下互联装置、光伏发电单元以及储能单元的运行模式,并且给出了相应的控制策略。为了验证所提出控制策略的有效性和可行性,通过Matlab/Simulink仿真软件搭建了含三端柔性互联装置的交直流混合配电网仿真平台进行仿真研究,仿真结果表明所提出的控制策略能够在光照强度变化和负载投切情况下保证系统稳定运行,而且在一端或者三端换流站交流侧发生短路故障时,通过切换柔性互联装置和储能装置的控制策略不仅可以保证直流电压运行在允许范围内,而且可以对交流侧电压和频率进行控制,维持重要负荷不间断供电。
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