徐立波，朱清清，薛开阳，张治乾
(上海电力设计院有限公司，上海 200025)
当前，以数据中心、新能源充电站和5G基站为代表的新型基础设施建设正在加速推进，日益成为我国经济发展的重要增长点[1-4]。“多站融合”是推动新型基础设施建设的一项重要落地内容。多站融合工程是在充分利用密集分布的电网变电站资源基础上，将数据中心站、光伏电站、储能站、充电站和5G基站等相融合，实现能量流、数据流、业务流的“三流合一”，以及资源的就近融合和协调互补[5-8]。
随着直流配电技术的发展以及碳中和进程的推进，以分布式光伏和储能为代表的直流电源接入配电系统的需求大量涌现[9-11]。同时，数据中心和充电桩等负荷也期望采用直流供电，以提升系统的可靠性[12-14]。因此，在多站融合工程中，单一的交流配电系统已无法满足电源和负荷多样化的需求，多站融合工程构建交直流配电系统已成为重要的发展方向。
近年来，许多学者对直流配电系统及其在多站融合工程中的应用进行了研究。文献[15]分析了不同交直流负荷构成条件下的交直流混合配电与交流配电模式的经济性。文献[16]提出与交流配电网相比较，直流配电网的传输容量大、损耗低，随着电力电子技术的发展，直流配电网存在较大的降价空间。文献[17]研究了多类型分布式电源接入后，在长期运行条件下低压直流配电网具有经济性优势。文献[18]针对直流配电网电压波动和功率协调问题，说明了几种主流控制方法的基本原理，并阐明了其各自的优缺点。文献[19]提出了低压直流用电系统的拓扑结构, 分析了单极接线、双极接线的特点及其适用情况。文献[20-21]分析了多站融合工程中各站点的供电方式和负荷特性，提出了交直流微电网供电系统的框架结构。
目前，现有文献虽然提出了在多站融合工程中采用交直流配电系统实现多种电源与负荷的接入，但对于电源和负荷直流电压多样化的特点，大多采用双极性接线或逐级降压的方案，系统较为复杂、供电效率和可靠性低。本文首先介绍多站融合工程各站点对配电系统的要求，提出利用能量路由器多端口电压输出的特点，将其应用于多站融合工程交直流配电系统中，以提高系统供电的可靠性和灵活性，并对系统拓扑结构和运行模式，以及能量路由器和储能变换器的工作模式和控制策略进行详细论述。
1.1 变电站站用电的电源系统
常规220 kV及以下变电站通常设置2台站用变压器，其电源从不同主变的低压母线分别引接[22]。对于多站融合工程，变电站可独立配置2台站用变压器，与其他站点配电系统相对独立，也可与其他站点合并配置2台配电变压器。配电变压器的容量应根据各站点的合计计算负荷确定。
当多站融合工程的配电系统接有储能时，储能可作为变电站全站失电后的应急电源，体现了多站融合工程的融合优势。
1.2 数据中心站电源系统
多站融合工程中的数据中心站多为边缘计算站，级别可按B级考虑。B级数据中心站宜由双重电源供电[23]。传统的数据中心供电系统一般采用“2N”架构，即变压器、配电柜和不间断电源(UPS)采用双套配置，投资造价高昂。考虑到多站融合工程中，数据中心紧邻变电站，供电可靠性极高，可采用一路市电和一路直流240 V电源的供电方案，节省配电设备造价的同时降低运行损耗。此方案已在互联网公司和运营商的数据中心站点得到广泛应用，特别适用于在多站融合工程中推广。
1.3 光伏电站电源系统
多站融合工程中的光伏电站一般为分布式，可采用交流或直流并网。交流并网一般通过组串式逆变器实现，其容量在100 kW及以下时接入交流380 V；
容量大于100 kW时需接入交流540 V或800 V。由于多站融合工程交流电压通常为10 kV和380 V，为节省配电变压器，宜采用单台容量不大于100 kW的逆变器，以接入交流380 V电网。
光伏电站直流并网时，光伏组件可通过多个双向DC/DC变换器模块并联与直流电网连接。单台模块典型容量50 kW，具备MPPT功能，双侧直流电压可在450～750 V(典型值)调节。
1.4 储能电站电源系统
储能电站可分为电网侧大容量储能和适用于光储充系统的分布式储能两种，按容量区分，一般分别属于中型储能电站和小型储能电站[24]。应用于电网侧储能的变换器单套容量可达800 kW，接入交流380 V系统；
应用于光储充系统的储能变换器可通过多套模块并联的方式接入交流380 V系统，单套典型容量为50 kW。
分布式储能电站也可直流并网，选用多个双向DC/DC变换器模块与直流电网连接，单台模块典型容量50 kW，具备电池管理系统(BMS)功能，双侧直流电压可在450～750 V(典型值)调节。
1.5 充电站电源系统
充电站中的交流(慢充)充电桩通常为7 kW，直流(快速)充电桩通常为120 kW或160 kW双枪，60 kW或80 kW单枪，接入交流380 V系统。
充电站的直流(快速)充电桩也可接入直流系统，选用容量为150 kW的双向DC/DC变换器，具备V2G充放电功能，电源端接入300～900 V直流电网，车端与200～950 V直流电压相匹配。
1.6 5G基站电源系统
多站融合工程中的5G基站通常为微基站，功耗较低，可采用交流单相220 V供电。5G基站也可接入直流系统，当供电距离较近时可直接由直流48 V进行供电，供电距离较远时可由直流375 V经电源转换模块转换后进行供电。
多站融合工程中，由于电源和负荷的日益直流化，配电系统有设置直流母线的趋势。多站融合工程的配电系统方案可根据是否设置直流母线，分为交流配电系统方案和交直流配电系统方案。
2.1 交流配电系统方案
交流配电系统方案中，变电站可设置2台专用站用变压器，其他数据中心、光伏、储能和充电站等站点集成配置2台配电变压器。变电站的站用变压器也可与配电变压器合并配置。
多站融合工程交流配电系统方案如图1所示。本方案中，变电站站用变压器与配电变压器合并配置。配电变压器低压侧采用单母线分段接线，分列运行，各站点的电源和负荷通过交流配电设备或变换器接入两段交流380 V母线上。
图1 交流配电系统方案
本方案的优势在于光伏逆变器、储能变流器接入交流配电系统，技术成熟、投资经济、运行稳定。
本方案的缺点在于系统供电连续性较差，由于交流配电系统分列运行，当其中一回进线电源失去时，该段母线需要秒级才能恢复供电。此外，本方案中直流电源和负荷必须逆变成交流后才能实现电能交互，存在多级电能转换损耗，因而配电效率较低。
2.2 交直流配电系统方案
交直流配电系统方案如图2所示。方案中设置了两段交流380 V母线和两段直流±375 V母线。变电站站用变压器与配电变压器相融合。配电变压器低压侧采用单母线分段接线，分列运行，变电站的站用电负荷、电网侧储能站和数据中心站电源均衡接入两段交流380 V母线上。AC/DC双向变流器用于实现交直流系统的联络。直流系统采用±375 V对称双极单母线分段接线，并列运行。
图2 交直流配电系统方案图
光伏电站、分布式储能电站(用于光储充系统)和充电站接入直流750 V，变电站直流负荷和5G基站接入直流375 V。
本方案的优势在于光储充系统直接接入直流配电系统，减少电能变换环节，提高了配电效率。由于直流母线采用并列运行，当单一交流电源失去时，直流电源系统可由另一回交流电源继续供电，无停电切换时间，提高了系统供电连续性。
本方案的缺点在于为了实现不同直流电压设备的接入，直流系统采用了±375 V的对称双极接线，该类型接线方案对直流系统电压的控制和保护策略要求较高。此外，多站融合工程中还存在5G基站、变电站照明等需要采用48 V直流供电的应用场景，还需要再额外配置DC/DC变换器，供电系统灵活性较差。
3.1 系统拓扑结构
多站融合工程中，各类直流电源和负荷涉及的直流电压等级多样。若直流系统采用双极接线实现电压多样化，控制难度大、保护功能要求高；
若直流系统采用单极接线，需分级降压，变换器数量多、配电效率低、整体协调控制难度大。考虑到多站融合工程直流电压等级多的特点，可采用多端口输出的能量路由器形成多种直流电压的输出与交互，提高电能综合转换效率和协调控制性能。
基于能量路由器的交直流配电系统方案如图3所示。方案中分别各设置了两段交流380 V母线、直流750 V母线、直流375 V母线、直流240 V母线和直流48 V母线。变电站站用变压器与配电变压器相融合。配电变压器交流380 V侧采用单母线分段接线，分列运行，变电站站用电负荷、数据中心负荷和储能站电源分别均衡接入两段交流380 V母线上。两台能量路由器分别与各自的交直流母线连接。
图3 基于能量路由器的交直流配电系统方案
直流750 V母线采用单母线分段接线，常规运行方式下并列运行。光伏电站、分布式储能电站(用于光储充系统)和充电站平衡接入直流750 V母线。直流375 V母线采用两段单母线，不联络，用于接入变电站和数据中心的直流空调、直流水泵等负荷。直流240 V母线采用两段单母线，不联络，用于接入数据中心机柜等负荷。直流48 V母线采用两段单母线，不联络，用于接入5G基站和变电站照明等负荷。
本方案除了拥有直流配电系统固有的提高系统供电连续性的优势之外，还能充分发挥能量路由器的优点，即通过产生多等级直流电压便于电源和负荷的直接接入，增加系统运行的灵活性，提升系统整体的协调控制功能。
本方案的缺点在于能量路由器的控制较为复杂，直接影响了系统的可靠性。为此，本工程设置了两台能量路由器，以提升系统整体的可靠性。
3.2 系统运行模式
基于能量路由器的多站融合工程交直流配电系统具有5种运行模式，分别是常规交流供电、直流柔性互济、交流单电源、直流微电网和应急直流逆变模式。不同运行模式下的交流进线和负荷情况如表1所示。
表1 交直流配网系统运行模式
当两路交流进线正常供电时，根据两段交流母线负荷的均衡性，系统分别运行在常规交流供电模式或直流柔性互济模式。当其中一路交流进线出现故障时，系统运行在交流单电源模式。当两路交流进线均发生故障时，根据是否有重要交流负荷，系统分别工作于应急直流逆变模式或直流微电网模式。
3.3 能量路由器和储能DC/DC变换器控制模式
系统不同运行模式下的能量路由器和储能DC/DC变换器控制模式如表2所示。
表2 能量路由器和储能DC/DC变换器控制模式
3.3.1 常规交流供电模式
常规模式下，两台能量路由器均处于整流模式，由交流系统向直流系统配电。两台能量路由器采用主从控制：主设备控制直流750 V母线电压；
从设备控制交流向直流侧输出的功率，平衡两台能量路由器的负载率。储能DC/DC变换器工作在功率控制模式。
3.3.2 直流柔性互济模式
当交流系统中的其中一台配电变压器重载，另一台配电变压器轻载时，系统将运行在直流柔性互济模式。轻载配电变压器对应的能量路由器处于整流模式，控制直流750 V母线电压；
重载配电变压器对应的能量路由器处于逆变模式，控制向交流侧逆变的功率，以均衡两台配电变压器的负载率。储能DC/DC变换器工作在功率控制模式。
3.3.3 交流单电源模式
当交流系统其中一回路进线失电时，系统进入交流单电源模式。失电配电变压器对应的能量路由器断开与交流电网的连接，直流系统正常运行；
另一台能量路由器处于整流模式，控制直流750 V母线电压。储能DC/DC变换器工作在功率控制模式。待交流系统进线恢复供电后，恢复至常规交流供电模式。
3.3.4 直流微电网模式
当交流系统两回路进线均失电且交流系统无需应急供电时，系统进入直流微电网模式。两台能量路由器均断开与交流电网的连接，直流系统正常运行。储能DC/DC变换器工作在电压控制模式，控制直流750 V母线电压。两台能量路由器控制连接的直流375 V及以下的各段母线电压。
3.3.5 应急直流逆变模式
当交流系统两回路进线均失电且交流系统需要应急供电时，系统进入应急直流逆变模式。储能DC/DC变换器工作在电压控制模式，控制直流750 V母线电压。两台能量路由器与交流电网保持连接，由直流系统逆变向交流侧供电。两台能量路由器需同时控制连接的交流380 V和直流375 V及以下的各段母线电压。
需要注意的是，直流微电网模式和应急直流逆变模式下，需确保储能DC/DC变换器具备足够的电能变换容量，其应大于接入的所有交直流负载，才能支撑各级交直流母线电压，确保系统稳定。
此外，若要实现重要负荷在并离网切换过程中不间断供电，即直流微电网模式与其他模式间的切换，需要在10 ms内通过对能量路由器交流侧并网开关的快速精确控制，以实现无缝切换[25]。
3.4 储能DC/DC变换器控制策略
系统不同运行模式下，储能DC/DC变换器的工作模式分为功率控制和电压控制两种，其控制策略流程如图4所示。
图4 储能DC/DC变换器控制策略流程
当储能DC/DC变换器工作在功率控制模式，且光伏发电量大于750 V直流负荷时：若此时储能电池充满，则储能DC/DC变换器处于休眠模式，多余的电量经能量路由器向低压直流系统或交流系统供电；
若此时储能电池未充满，则储能DC/DC变换器处于充电模式，存储光伏剩余发电量。当储能DC/DC变换器工作在功率控制模式，但光伏发电量小于750 V直流负荷时：若此时储能电池有充足电量，且交流系统处于高负载率时，储能DC/DC变换器处于放电模式；
其他情况下，例如储能电池无充足电量或交流系统处于低负载率时，其余供电负荷由交流系统提供，储能DC/DC变换器处于休眠模式。
当储能DC/DC变换器工作在电压控制模式，且光伏发电量大于所有负荷时：若此时储能电池充满，则储能DC/DC变换器应对光伏逆变器发出指令，迅速减少光伏发电量，实现电量平衡；
若此时储能电池未充满，则储能DC/DC变换器处于充电模式，存储光伏剩余发电量。当储能DC/DC变换器工作在电压控制模式，且光伏发电量小于所有负荷时：若此时储能电池有充足电量，则储能DC/DC变换器处于放电模式；
若储能电池无充足电量，则储能DC/DC变换器对配电系统发出指令，迅速减少负载，实现电量平衡。
本文提出了一种基于能量路由器的多站融合工程交直流配电系统拓扑结构，可以实现交直流电源系统的互济以及多直流电压等级输出，以更好地适应多站融合工程各类直流电源和负荷的接入需求。针对交直流配电系统不同工况，阐述了5种运行模式，充分体现了系统的灵活性和多功能性。
此外，根据光伏发电量、交流系统负载率和电池电量等条件，提出了系统中储能DC/DC变换器的具体控制策略及与系统其他设备的配合方案，研究成果可应用于多站融合工程和交直流混合配电网工程中。
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