图1 含直流网络的柔性互联配电系统架构
Fig.1 Architecture diagram of a flexible interconnected power distribution system with a DC network
摘要 柔性互联装置（FID）实现配电网不同馈线之间的柔性互联，可实现故障后配电网的快速恢复供电。该文以含直流网络的四端柔性互联配电网为研究对象，提出基于FID和网络重构的多端柔性互联配电网两阶段供电恢复策略。首先，在分析FID运行模式工作原理的基础上，提出了故障快速转供的FID平滑控制结构和考虑开关同期并网控制虚拟同步发电机（VSG）控制策略，支撑故障后第一阶段FID的快速供电恢复；然后，通过建立和求解考虑联络开关和FID容量限制的全局优化模型得出FID与网络重构相结合的第二阶段供电恢复策略，更大限度地恢复失电负荷；最后，利用PSCAD/MTDC仿真软件搭建了一个58节点四端含直流网络的柔性配电系统进行仿真验证。结果表明，所述供电恢复策略不仅能实现部分负荷的不停电转供，还能够通过网络重构大幅提高负荷恢复水平。
关键词：柔性互联配电网 供电恢复 网络重构 虚拟同步发电机 开关同期并网控制
在“双碳”目标以及能源加速转型的背景下，高比例新能源和大规模新型负荷入网、柔性电力电子设备广泛应用，对现有配电网的形态结构、运行控制、电能质量等提出了更高的要求[1-4]。其中，分布式能源具有随机性和间歇性，放大了传统配电网物理结构的“被动性”，导致配电网面临着分区供电能力不足[5]、故障后供电恢复水平不高[6]、电能质量不可靠等问题[7]。为此，配电网灵活的拓扑结构与系统供电可靠性还需要进一步发展[8]。
柔性互联设备（Flexible Interconnection Device, FID）的快速发展，替代了传统配电网中的开关设备，能够实现功率、潮流实时灵活控制，为不同形式的电能提供柔性互联的接口，延伸出了多种柔性互联组网形态[9]，其灵活的互联方式极大地增加了柔性配电网的运行方式灵活性，在分布式电源（Distributed Generation, DG）消纳、故障快速隔离和负荷及时转供方面成效显著[10-12]。
配电网是电力系统中和用户联系最密切的部分，其故障情况对配电系统的供电可靠性造成威胁[13]。所以，研究新形势下的柔性互联配电网供电恢复策略势在必行[14]。柔性互联配电网的供电恢复研究包含两部分的内容。
一方面是故障情况下的柔性互联配电网控制策略问题。文献[15]对柔性互联配电网的供电恢复策略进行了研究，当系统发生故障时所提控制策略能阻止故障电流穿越，并为故障区域提供电压支撑。文献[16]分析了常开智能软开关（Soft Normally Open Point, SNOP）在故障时的作用，并提出了基于SNOP的故障供电恢复策略。要实现智能软开关（SOP）在故障情况下为失电区域进行不间断供电，模式平滑切换是关键，文献[17]研究了基于三端口柔性多状态开关的故障馈线供电恢复策略，得到故障馈线电能转供的功率调控方案，并没有非故障对区段的控制模式快速切换研究。故障解除后，需要从离网运行切换为并网运行，文献[18]提出一种改进控制结构，通过设置控制的输出，减小了从并网控制向孤岛运行切换过程的冲击电流，但是并没有对相位进行追踪。
另一方面是配电网的故障后重构优化问题。文献[19]提出一种FID与配电网重构相结合的协同优化策略，与仅进行网络重构相比，该策略能有效降低损耗和改善电压分布。文献[20]研究了SOP单侧交流系统故障后的重构问题，通过二进制粒子群算法建立了考虑配电网故障重构的最优开关组合，以实现重要负荷恢复供电、网损和开关操作次数的综合最优。文献[21]针对多端SOP的柔性互联配电网故障恢复问题，提出一种基于SOP与故障重构的供电恢复方法，虽然验证了SOP具备供电恢复能力，但并没有对供电恢复这个过程进行分析说明。
综上所述，目前关于FID的供电恢复策略是直接给出对应场景、运行状态下FID的控制策略和各类开关设备的最终运行状态。对于多端FID的协调控制、支撑供电恢复控制策略、基于FID的配电网供电恢复动态过程、FID与多种机械开关协同配合等方面研究甚少。
因此，本文以含直流网络的四端柔性互联配电网作为研究对象，在分析FID不同运行模式下的工作原理基础上，提出了虚拟同步发电机（Virtual Synchronous Generator, VSG）控制和开关同期并网控制，支撑柔性互联配电网在故障后的快速供电恢复。针对故障情况下FID端口容量调控的局限性而无法对失电负荷最大限度供电的问题，通过建立优化模型得出最优的供电恢复方案，并提出FID与网络重构相结合的恢复策略，保证最大限度地恢复失电负荷，并通过仿真验证所提策略的有效性。
图1展示了含直流网络的四端柔性互联配电网互联系统架构，整个架构主要由供电区域Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、直流网络和联络开关组成。其中，每一个供电区域的10 kV馈线上都接入大量分散型和集中式的光伏、风机及负荷；直流网络通过交直流换流器将四个不同供电区域柔性互联起来，实现四个供电区域的闭环运行，协同承载分布式电源和负荷。换流器可根据实际运行场景的需求灵活选择两电平、多电平、模块化多电平等不同拓扑结构。
图1 含直流网络的柔性互联配电系统架构
Fig.1 Architecture diagram of a flexible interconnected power distribution system with a DC network
该架构中每个换流器在供电区域内的位置并非固定在联络开关所连节点或者馈线末端，其接入位置的选择可以根据系统情况优化[22-23]。含直流网络的柔性互联配电系统的技术优势在于：①它不仅保持了配电网原有的供电模式，同时通过直流网络在保证配电网存量基础上提升了配电网的调控能力；②相对SOP背靠背柔性互联的方式，换流器数量少、建设成本低、电能路由路径多、系统运行灵活且损耗低。
本文提出的两阶段供电恢复处理过程和实施流程如图2所示。整体分为故障定位与隔离阶段、供电恢复阶段、正常运行阶段。
图2 本文所提的两阶段供电恢复过程
Fig.2 Proposed two stage power restoration process
1）故障定位与隔离阶段。馈线发生故障后需立即根据故障信息进行故障定位。故障隔离阶段换流器应具备低电压穿越能力，保证故障定位隔离过程中模块化多电平换流器（Modular Multilevel Converter, MMC）不停机掉线[24-26]。
2）供电恢复阶段。供电恢复过程分为两个阶段，第一阶段为FID的快速转供阶段。在故障定位和隔离后，将故障侧的MMC控制策略由双闭环控制调整为VSG控制，利用FID的快速调节能力进行快速转供电，保证重要负荷的不停电转供。在这一阶段内，失电负荷的转供全部由故障侧的MMC实现，因此失电负荷的恢复容量受限于MMC设备容量。第二阶段为FID和联络开关协同的网络重构节点。在快速转供完成后，通过建立全局的优化模型，利用FID调节能力和联络开关的协同进行网络重构，保证最大限度地恢复失电负荷。在第二阶段内，失电负荷既可以由MMC转供，也可以通过合适的联络开关转供，因此可以更大限度地实现失电负荷恢复。
3）正常运行阶段。当故障解除后，需要闭合并网开关，此时故障侧的MMC需要将控制模式由VSG转换为普通的双闭环控制模式。为了避免并网开关的合闸过程中的冲击电流，在VSG控制策略中考虑开关同期并网，待同期完成后闭合并网开关，同时转换控制模式。
不同运行情况下功率流动情况如图3所示。图中黑色虚线代表正常运行情况下的功率流动情况，绿色虚线代表故障运行情况下的功率流动情况。当正常运行时，馈线与MMC功率流动是双向的。当馈线发生故障时，故障侧MMC会改变控制模式，以支持故障馈线的电压和功率。功率通过MMC从正常馈线流向故障馈线，故障馈线的功率流是单向的。
图3 不同运行情况下功率流动情况
Fig.3 Power flow under different operating conditions
对于柔性互联配电网而言，其不同故障位置对应的供电恢复策略不尽相同。图4针对供电区域Ⅱ展示了故障位于节点16和节点17、节点18和节点19两种典型故障位置，并给出其供电恢复思路。根据图4可知，在完成故障定位与故障隔离后，需要通过判定转供电容量是否大于FID设备容量来制定相应的供电恢复控制策略。当故障处的转供电负荷容量大于FID的设备额定容量时，FID无法实现故障区域全部负荷的快速转供电，只能切除部分负荷。在切除部分负荷后，FID容量能够满足存量负荷的需求，再将故障侧的MMC调整为VSG模式以对故障馈线进行频率和电压支撑。同时，区域协调控制器需要调整直流网络中其他MMC的控制模式和功率调度。当故障侧的MMC转换为VSG控制模式后，另外三个MMC必须至少有一个采用直流电压控制或多MMC下垂控制直流电压以保证直流母线电压的恒定，剩余MMC可以采用PQ控制模式。
图4 供电恢复思路
Fig.4 Diagram flow of power supply restoration
基于FID的快速转供阶段充分利用良好的可控性，利用平滑切换控制实现在正常（双闭环控制）- 故障（考虑开关同期并网的VSG控制策略）多场景控制策略平滑切换，保证部分负荷的不停电快速转供。
3.1.1 FID快速转供的平滑切换控制
FID可控性良好，能够实现在正常-故障多场景控制策略平滑切换。图5展示了基于VSG的FID控制模式平滑切换原理。当系统交流馈线故障时，MMC将其运行模式切换为离网运行，此时双环控制平滑切换为VSG控制，为故障侧非故障区域的负荷提供电压和频率支持，从而实现为失电负荷快速供电恢复；故障解除后，对开关S两侧进行同期并网控制，当两侧电压幅值和相位同步时，在闭合开关S的同时，MMC由VSG控制平滑切换为双环控制，实现柔性互联配电网经济运行。
3.1.2 考虑开关同期并网的VSG控制策略
要实现柔性互联配电网的经济运行，故障解除后需要从离网运行模式切换为并网运行模式，但由于分段开关两侧的电压和相位可能不一致，直接并网会导致较大的冲击电流进而对电网的稳定运行产生影响。同时，在FID与网络重构相结合的供电恢复过程中，网络重构需要闭合不同供电区域之间的联络开关，直接闭合联络开关同样会产生较大的冲击电流。
图5 FID平滑切换控制结构
Fig.5 FID smooth switching control structure
为此，本文将开关同期并网引入VSG控制策略中，将开关同期并网的电压幅值、相位同步控制单元引入VSG控制的虚拟调速控制器和虚拟励磁控制器中，考虑开关同期并网的VSG控制框图如图6所示。考虑开关同期并网的VSG控制既可以支撑故障解除后分段开关由离网运行切换为并网运行时开关的同期并网控制，也可以支撑网络重构过程中闭合联络开关的同期并网控制。所提控制策略包括虚拟调速器控制、虚拟励磁器控制、开关同期并网控制三个部分，各部分的数学模型分析如下。
图6 考虑开关同期并网的VSG控制框图
Fig.6 The VSG control block diagram with switching simultaneous grid connection
VSG的机械部分建模要体现出虚拟惯性和阻尼特性，故VSG的虚拟调速控制器包括同步发电机（Synchronous Generator, SG）摆动方程和P-ω下垂控制环节，表达式为
（1）
式中，Pref为有功参考值；Pe为发电功率；J、D分别为转子转动惯量和阻尼系数；ωn、ωref分别为VSG实际角速度和额定角速度；Kp为P-ω下垂系数；q为电网实时相位；w为电网实时角速度。
对于VSG的电磁部分的建模，主要是通过模拟SG定子电气方程实现。VSG为模拟同步发电机的励磁调节作用，构建了虚拟励磁器，表达式为
（2）
式中，U0、Uref分别为交流侧电压实际测量值和参考值；Ku为电压-无功下垂系数；Qref、Q0分别为无功参考值和实际输出值；E0为VSG的空载电动势；Tp、Ti分别为PI参数。
开关同期并网控制的原理是在VSG控制的虚拟调速控制器和虚拟励磁控制器中加入电压幅值、相位同步控制环节，得出VSG输出相位和电压幅值分别为
（3）
式中，Kpω和KpE分别为一次调频和一次调压下垂系数；Kiω和KiE分别为相位和幅值积分系数；θg为VSG输出相位；Eg为VSG输出电压幅值；E为电网电压幅值；Δω和ΔE分别为虚拟调速控制器和虚拟励磁控制器的输出；ωs为开关同期并网控制的输出角速度补偿量；Es为开关同期并网控制的输出电压补偿量。在离网VSG运行状态时，开关同期并网控制部分处于旁路屏蔽状态，即图6中的ws和Es为0。
快速转供阶段由于FID端口容量的局限性，不能最大限度地进行供电恢复。为此，本文提出基于FID和网络重构的优化供电恢复策略。通过建立含直流网络的柔性互联配电系统的重构优化模型，优化设计，通过FID和联络开关的共同作用，最大限度地实现失电负荷恢复。
3.2.1 供电恢复网络重构优化模型
本文在考虑供电恢复水平和经济性的基础上，建立了含直流系统的四端柔性互联配电网供电恢复数学模型。
1）目标函数
以系统总恢复负荷最大量和配电系统运行损耗最小的加权和为目标函数进行研究，表达式为
（4）
（5）
（6）
式中，f1和f2分别为总恢复负荷和系统损耗；ωi为节点i处负荷系数；λi为节点i处负荷重要程度系数；
为节点i处负荷消耗的有功功率；Ωn和Ωm分别为失电区域的节点集合和分支集合；μ1和μ2分别为f1和f2权重系数；Iij为支路ij的电流幅值；rij为支路ij的电阻；PSOP,L,i为节点i处SOP的功率损耗。
2）约束条件
约束条件包括配电系统潮流约束、系统安全约束、SOP 运行约束、配电网运行约束、开关动作约束和系统拓扑结构约束。
（1）配电系统潮流约束
非故障区域的支路潮流约束可表示为[27]
（7）
（8）
（9）
（10）
（11）
式中，
、
分别为k支路上i节点的有功功率和无功功率；
和
分别为节点i上分布式电源注入有功和无功功率；PFID,i和QFID,i分别为节点i处MMC注入的有功、无功功率；
为节点i上负荷消耗的无功功率；Vi和Vj分别为节点i和j处的电压幅值；Pij和Qij分别为支路ij节点i处流向j处的有功和无功功率；Rij和Xij分别为支路ij的电阻和电抗。考虑到联络开关的动作特性和网络重构阶段的长时间尺度特性，联络开关难以实现对分布式电源出力进行实时响应和重构调节，因此在重构模型中分布式能源的出力是根据相同时段历史数据算出的平均值设计的。
（2）系统安全运行约束
为了满足柔性互联配电网的稳定安全运行，增加了运行电压约束和支路容量约束，其表达式分别为
（12）
（13）
式中，Vmin和Vmax分别为节点i的电压下、上限；
为支路ij的电流上限值。
（3）SOP运行约束
直流网络的四个MMC换流器节点需要满足有功功率平衡，数学模型为
（14）
式中，i, j, m, n为MMC所接入配电网络的节点编号。
各端口处的换流器的功率损耗数学模型为
（15）
式中，ASOP,x为MMC损耗系数；
、
分别为节点x的有功功率、无功功率。
考虑换流器的容量约束，其数学表达式为
（16）
式中，SSOP,x为各侧的换流器容量。
FID端口的无功功率约束为
（17）
式中，Qmin,i、Qmin,j、Qmin,m、Qmin,n、Qmax,i、Qmax,j、Qmax,m、Qmax,n分别为i、j、m、n节点处MMC 的无功功率下、上限。
3）优化求解
由于柔性互联配电网的供电恢复模型是一个大规模的多目标、非线性和多约束的优化模型，因此很难用当前的求解工具直接求解，需要将其进一步转换为可以有效求解的混合整数二阶锥模型[28]，有
（18）
（19）
柔性互联配电网故障恢复模型转换为混合整数二阶锥规划模型，该模型可由CPLEX求解。
3.2.2 网络重构优化实施
通过网络重构优化模型得到最优的配电网重构方案和FID后，需要闭合联络开关并协调FID的控制指令。闭合联络开关前，需利用开关同期并网的VSG控制策略实现联络开关负荷的两端同步，避免联络开关合闸过程中的电流冲击。
为验证本文供电恢复技术和策略的有效性和正确性，在PSCAD/EMTDC仿真平台上搭建了一个如图7所示的拓扑进行仿真实验。MMC1和MMC2正常运行时采用Vdc-Q控制，供电恢复时故障侧MMC2采用VSG控制，两个非故障侧MMC1和MMC4采用PVdroopQ控制以保证直流网络直流电压的恒定，MMC3非故障侧采用PQ控制保证功率调度。每一条馈线上10 kV交流侧电源等值电抗采用R1-R2//L结构，R1=0.062 Ω，R2=100 Ω，L=15.8 mH，仿真其他主要参数见表1。
根据图1构建了如图7所示的含直流系统的四端配电网节点图，分别对供电区域Ⅱ中支路16-17与18-19发生故障进行算例验证。算例1为故障点位于节点16和节点17时，失电负荷不能由换流器完全转供的两阶段供电恢复；算例2为故障位于节点18和节点19时，失电负荷可由换流器完全转供的两阶段供电恢复。
图7 含直流网络的四端柔性互联配电网节点图
Fig.7 Node diagram of the four-terminal flexible interconnection distribution network with DC network
表1 系统主要参数
Tab.1 Main parameters of the system
参数MMC1～4 额定直流电压/kV20 网侧交流电压/kV10 阀侧交流电压/kV12 变压器漏抗(pu)0.18 桥臂电感/mH29 单桥臂子模块数24 子模块电容/mF9 600 等效电感Lac/mH11 星型电抗器L/H50
设置供电区域Ⅱ侧的换流器容量为4 MV·A，失电总负荷为5.745 MW，失电总负荷量大于换流器的容量，不能最大限度地完成供电恢复，则需要通过FID与网络重构技术的两阶段得到最优供电恢复拓扑，使负荷恢复水平最高。在第一阶段，利用FID的快速响应能力实现负荷的无缝转供，此时受限于换流器的容量限制，负荷的恢复容量有限。在第一阶段完成后，利用FID+网络重构进行更大范围的第二阶段负荷恢复。将图7系统节点数据通过Matlab得到如图8所示的分段开关和联络开关重新组合后最优供电恢复结果。图9为优化重构前后负荷恢复情况对比，其中重要负荷在优化后提高了0.05%，一般负荷优化后提高了9.61%，总恢复情况提高了7.07%，由此可以证明本文所提出的两阶段供电恢复策略能有效地提高供电恢复水平。
图8 算例1供电恢复结果
Fig.8 Power supply restoration result of Case 1
图9 重构前后负荷恢复百分比对比
Fig.9 The load recovery percentage after reconfiguration
为了验证所提的控制平滑切换和考虑开关同期并网的VSG控制策略的有效性，开展了两阶段基于供电恢复过程的仿真研究。仿真过程中1 s时发生故障并完成故障隔离，1～1.5 s供电恢复第一阶段，1.5～2 s供电恢复第二阶段，2 s故障解除恢复正常运行。
仿真开始，设定端口有功功率分别为10 MW、-8 MW、4 MW、-6 MW，1 s时发生故障并完成故障隔离，供电区域Ⅱ侧有5.745 MW负荷离网运行。由图10a知并网侧光伏有功功率输出大约为0.5 MW、无功功率吸收0.17 Mvar；风机有功功率输出为0.06 MW、无功输出为0.163 Mvar。由图10b可知离网侧光伏和风电输出功率在1 s时瞬间跌落，经过0.1 s调整后，于1.1 s时恢复正常。
图10 DG输出有功与无功功率
Fig.10 The active and reactive power of DGs
图11～图16为供电恢复过程的运行特性。由图11可知，故障后第一阶段中MMC2交流侧电流由于离网运行出现跌落，交流侧的电压和有效值短暂波动后趋于稳定。
图11 MMC2交流侧电流
Fig.11 The AC side current of MMC2
图12 直流母线电压
Fig.12 The DC bus voltage of MMC2
图13 直流网络各侧MMC输出有功功率
Fig.13 The output active power on the DC side of MMCs
由图12可知，直流母线电压经过0.1 s调整后稳定在20 kV；由图13可知故障后，馈线上DG为大约1.1 MW的负荷提供电能，所以MMC2输出有功功率由-8 MW平滑过渡到-1.645 MW，MMC1与MMC4按照下垂系数进行功率重新分配，分别由 10 MW变为6.822 5 MW，-6 MW变为-9.177 5 MW，MMC3保持4 MW不变，系统功率平衡。
图14 分段开关两侧电压差
Fig.14 The voltage difference across the segment switch
图15 分段开关两侧相位
Fig.15 Phase of the segment switch
图16 分段开关两侧电压
Fig.16 Voltage of the segment switch
供电恢复第二阶段：利用Matlab得到最优供电恢复拓扑如图8所示，由图8可知，该阶段需要将馈线2的负荷通过TS1转移到馈线1，馈线3的负荷通过TS2和TS3转移部分至馈线2和馈线4。因为拓扑结构的变化导致各供电区域的负荷情况发生改变。由图13可知，在1.5～2.0 s过程中MMC 2输出功率由-1.645 MW变为-1.375 MW，MMC1与MMC4按照下垂系数进行功率重新分配，由6.825 5 MW变为6.687 5 MW，-9.177 5 MW变为-9.312 5 MW，MMC3保持4 MW不变。
故障解除后，将节点16与节点17之间的分段开关闭合，使MMC2并网运行。由图14可知，在1.6 s时，启动开关同期并网控制，经过0.4 s的调整后，分段开关两侧的电压差值接近为0；从图15和图16可以看出，在2.0 s时，分段开关两侧电压幅度和相位同步，此时，闭合分段开关完成并网。由图11～图13知，闭合开关瞬间没有较大的冲击电流，保证了系统稳定运行，从而验证了同期并网控制的正确性和有效性。
综上所述，整个供电恢复过程功率平衡，直流电压稳定在设定值，可证明所提控制策略能有效地进行快速供电恢复。负荷恢复量与供电恢复第一阶段相比，采用两阶段供电恢复策略负荷恢复提高了7.07%，证明了两阶段供电恢复策略的有效性。与单一FID模式切换实现故障转供[19-21]相比，本文所提方法能够实现更大比例的失电负荷恢复，与单一故障后网络重构相比，本文所提能够实现部分负荷的不停电转供。
故障位于图7中故障点②时，在进行故障隔离后，可以得出失电总负荷为3.105 MW，供电区域Ⅱ侧的换流器容量为4 MV·A，转供负荷量小于换流器的容量，可由FID进行完全转供。将图7系统节点数据通过Matlab得到如图17所示的分段开关和联络开关重新组合后最优供电恢复结果。图18为重构优化前后负荷恢复情况对比，其中重要负荷在优化后提高了0.05%，一般负荷优化后提高了5.80%，总恢复情况提高了4.14%。由此可以证明本文所提出的供电恢复策略能有效地提高供电恢复水平。
图17 算例2供电恢复结果
Fig.17 Power supply restoration result of Case 2
图18 优化前后负荷恢复百分比
Fig.18 The load recovery percentage after reconfiguration
图19～图24展示了供电恢复过程运行特性，由图9和图19知，1～1.5 s时DG为0.555 MW负荷提供电能支持，故MMC2输出有功功率由-8 MW平滑过渡到-2.55 MW；MMC1和MMC4来承担MMC2功率的变化，故输出功率分别由10 MW变为7.275 MW，-6 MW变为-8.725 MW；MMC3保持4 MW不变，整个系统在供电恢复第一阶段功率时刻保持平衡。由图19～图21可知，1～1.5 s时MMC2交流电流由于转供期间负荷减少，导致电流值下降；直流母线电压短暂波动后稳定在20 kV。
图19 直流网络各侧MMC输出有功功率
Fig.19 The output active power on the DC side of MMCs
图20 MMC2交流侧电流
Fig.20 The AC side current of MMC2
图21 各MMC直流母线电压
Fig.21 The DC bus voltage of MMCs
图22 L3两侧相位
Fig.22 The voltage phase across the segment switch L3
图23 L3两侧电压
Fig.23 The voltage across the segment switch L3
图24 馈线侧主电源发出功率波形
Fig.24 The output power of the main supply on the feeder side
在1.1 s时，启动开关同期并网控制，经过0.4 s的调整后，L3两侧的电压差值接近为0；由图22和图23可知，在1.5 s时，L3两侧电压幅度和相位同步，闭合L3完成并网；由图19知，在1.5 s时，MMC2从VSG控制切换为VdcQ控制，所以，MMC2输出功率从-2.55 MW平滑过渡到-8 MW，MMC1和MMC4分别从7.275 MW平滑过渡到10 MW，-8.725 MW过渡到-6 MW，MMC3保持4 MW不变，由此可以看出，整个系统在供电恢复第二阶段功率时刻保持平衡；由图20和图21可知，在供电恢复第二阶段过程中，MMC2交流电流和直流母线电压短暂波动后趋于稳定，证明两阶段供电恢复策略的正确性。
由图24可知，正常运行时馈线1～4侧主电源发出功率依次为14.45、-3.1、5.0、-3.55 MW；供电恢复第一阶段发出功率依次为11.725、2.345、5.0、-6.275 MW；供电恢复第二阶段发出功率依次为14.25、-3.1、5.19、-3.54 MW。通过比较正常运行阶段和供电恢复第二阶段中馈线主电源发出功率，可验证馈线在重构过程中负荷转移情况，从而展示两阶段供电恢复过程。
本文以含直流网络的四端柔性互联配电网为研究对象，提出了基于FID和网络重构两阶段故障恢复策略。第一阶段，在故障隔离后，利用FID的故障平滑切换控制和VSG控制支撑失电负荷快速转供；第二阶段，通过构建和求解供电恢复网络重构优化模型得到故障情况下的最优网络连接状态，利用考虑开关同期并网的VSG控制策略支撑联络开关的动作，实现更大范围的失电负荷恢复。算例结果表明：
1）所提出的FID与网络重构相结合的两阶段供电恢复策略不仅能够支撑失电负荷无缝转供电，还能够实现更大范围的失电负荷恢复。
2）所提出的基于模式切换的故障平滑切换控制能在故障发生后平稳快速地完成供电恢复，保障部分负荷的不停电转供。
3）所提出的考虑开关同步并网的VSG控制策略既能有效避免故障切除后从离网运行切换为并网运行时分段开关闭合瞬间的冲击电流，也能够避免网络重构的优化阶段中联络开关带电频繁切换所产生的冲击电流。
本文所提的两阶段恢复策略能够实现更大范围的故障恢复，但本文重点聚焦在恢复策略和流程，暂未涉及如何利用FID的主动调控能力实现联络开关近零功率切换的详尽连续状态转移和动作时序，这会在未来的工作中进行研究。
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Abstract With the developments of the "dual carbon" goal and accelerated energy transformation, a high proportion of new energy and large-scale new load integration, as well as the widespread application of flexible power electronic equipment, have put forward higher requirements for the morphology, structure, operation control, and power quality of the existing distribution network. Flexible interconnection device (FID) enables flexible interconnection between different feeders in the distribution network, enabling rapid restoration of power supply after faults. At present, the power recovery strategy for FID is to directly provide the control strategy for the corresponding scenario, operating status of the FID, and the final operating status of various switches. There is little research on the coordinated control of multi terminal FIDs, support for power supply recovery control strategies, dynamic process of power supply recovery in distribution networks based on FIDs, and collaborative cooperation between FIDs and various mechanical switches.
To address these issues, this paper takes the four-terminal flexible interconnection distribution network with DC network as the case study, and proposes a two-stage power supply restoration strategy for multi-terminal flexible interconnection distribution network based on FID and network reconfiguration. Firstly, based on the operation principle of FID, the smoothing control structure for FID with fast power transfer under fault conditions, and the VSG control strategy considering the switching simultaneous grid connection control, are proposed to support the fast power supply restoration in the first stage after a fault. Then, a second-stage power restoration strategy combining FID and network reconfiguration is derived by building and solving a global optimization model considering contact switching and FID capacity limitation, which restores the lost loads to a larger extent. Finally, a 58-node four-terminal flexible distribution system with DC network is constructed by using PSCAD/MTDC simulation software for simulation verification. The results showed that through the proposed two-stage fault recovery strategy, the important load of the fault network was increased by 0.05% after optimization, and the general load was improved by 9.61% after optimization. The total recovery situation was improved by 7.07%. This fully demonstrates the effectiveness of the proposed method.
The following conclusions can be obtained from this paper.
(1) The proposed two-stage power restoration strategy combining FID and network reconfiguration can not only support seamless power transfer of lost loads, but also realize a wider range of lost loads restoration.
(2) The proposed fault smooth switching control with mode switching can smoothly and quickly complete the power restoration after a fault occurs, and guarantee the non-stop transfer of some loads.
(3) The proposed VSG control strategy considering synchronous grid connection of switches can effectively avoid the inrush current at the instant of switch closure when switching from off-grid to grid-connected operation after fault removal, and also avoid the inrush current generated by frequent switching of the contact switches under power during the optimization phase of network reconfiguration.
The two-stage recovery strategy proposed in this paper can achieve a wider range of fault recovery, but the focus of this paper is on the recovery strategy and process, and it does not involve the study of how to make use of the active regulation capability of FID to achieve the detailed continuous state transfer and action sequence of near-zero-power switching of the contact switch, which will be studied in detail in our future work.
Keywords: Flexible interconnected distribution network, power supply restoration, network reconstruction, virtual synchronous generator, grid-connection control with switch synchronous
DOI: 10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.231927
中图分类号：TM721.3
中国南方电网公司重点科技项目（GZKJXM20220041）和国家重点研发计划（2022YFE0205300）资助。
收稿日期 2023-11-18
改稿日期 2024-01-06
徐玉韬 男，1983年生，硕士，研究方向为柔性互联配电网关键装备与应用。E-mail：95616048@qq.com
张 超 男，1995年生，副教授，硕士生导师，研究方向为柔性互联配电网关键装备与应用、直流断路器等。E-mail：zhangc@gzu.edu.cn（通信作者）
（编辑 赫 蕾）