基于MMC的直流互联型直流群系统及其控制方法与流程

本说明书实施例涉及电力系统输配电，特别涉及一种基于mmc的直流互联型直流群系统及其控制方法。

背景技术：

1、随着清洁能源开发利用进程不断推进，巨型梯级水电基地已成为新型电力系统构建与能源低碳转型的重要支撑。梯级水电基地普遍远离负荷中心，所发电量主要依靠直流输电方式实现远距离外送，当前业内多采用多回独立直流通道分别运行的架构输送水电功率，各直流输电系统相互独立，未设置功率互联及协同调控链路。该运行模式下系统调度灵活性不足，各通道无法相互支援，整体供电可靠性受限，也难以实现梯级水电资源的优化配置与全额消纳。

2、巨型梯级水电所在区域电网建设相对薄弱，送端交流系统支撑能力偏弱，部分场景下甚至存在交流系统无有效支撑的问题。传统特高压直流输电多采用电网换相换流器，该类设备运行高度依赖交流电网提供换相电压，在送端弱交流电网工况下易出现运行失稳问题，无法适配水电基地的实际电网条件。而模块化多电平换流器（modular multilevelconverter，mmc）具备弱电网适应能力强、不存在换相失败风险、有功与无功功率可独立解耦控制等优势，更适用于水电外送场景。

3、然而，现有的独立直流通道架构不仅缺乏跨通道功率互济能力，也未能充分发挥mmc的柔性调控优势，难以兼顾大规模水电安全稳定外送、功率灵活调配与电网工况适配等多重需求。

技术实现思路

1、有鉴于此，本说明书实施例提供了一种基于mmc的直流互联型直流群系统及其控制方法，以解决现有技术中存在的技术缺陷。

2、根据本说明书实施例的第一方面，提供了一种基于mmc的直流互联型直流群系统，包括：至少两个直流群子系统，每一所述直流群子系统均配置有水电机组集群、交流汇集网络、送端mmc换流站、受端mmc换流站以及受端交流电网；

3、所述水电机组集群通过所述交流汇集网络与所述送端mmc换流站相连，所述送端mmc换流站通过直流送出线路与所述受端mmc换流站相连，所述受端mmc换流站与所述受端交流电网相连；

4、所述水电机组集群用于产生第一交流电信号，所述送端mmc换流站用于基于模块化多电平换流方式，将所述第一交流电信号转换为直流电信号并输送至所述受端mmc换流站，所述受端mmc换流站用于将所述直流电信号转换为第二交流电信号并输送至所述受端交流电网；

5、其中，各直流群子系统内送端mmc换流站的直流端口均通过直流互联线路接通，以形成用于各直流群子系统之间直流功率互济的送端直流侧互通通道。

6、在一种可能的实现方式中，所述直流群子系统设置为两个或三个；

7、当设置为三个直流群子系统时，第一直流群子系统、第二直流群子系统以及第三直流群子系统内送端mmc换流站的直流端口通过直流互联线路依次串联连接。

8、在一种可能的实现方式中，所述送端mmc换流站包括：送端mmc本体和第一联接变压器，所述受端mmc换流站包括：受端mmc本体和第二联接变压器；

9、所述第一联接变压器串联于所述交流汇集网络与所述送端mmc本体之间，所述第二联接变压器串联于所述受端mmc本体与所述受端交流电网之间，所述送端mmc本体和所述受端mmc本体均包含多个子换流器。

10、在一种可能的实现方式中，所述交流汇集网络包括：内部交流汇集线路、外部交流汇集线路以及交流汇集母线；

11、所述水电机组集群内各水电机组均通过所述内部交流汇集线路相连，所述水电机组集群与所述交流汇集母线通过所述外部交流汇集线路相连，所述交流汇集母线与所述送端mmc换流站相连。

12、根据本说明书实施例的第二方面，提供了一种基于mmc的直流互联型直流群系统的控制方法，该方法基于上述任一种所述的系统，所述方法包括：

13、控制水电机组集群产生第一交流电信号，并经由交流汇集网络汇集后输送至送端mmc换流站；

14、控制送端mmc换流站基于模块化多电平换流方式，将所述第一交流电信号转换为直流电信号并输送至受端mmc换流站，其中，各直流群子系统内送端mmc换流站的直流端口通过直流互联线路完成直流功率互济调配；

15、控制受端mmc换流站将所述直流电信号逆变为第二交流电信号并输送至受端交流电网。

16、在一种可能的实现方式中，所述控制送端mmc换流站将所述第一交流电信号转换为直流电信号，包括：

17、获取送端mmc换流站的送端桥臂电流和送端交流电网强度；

18、根据所述送端交流电网强度，确定目标控制模式，并按照所述目标控制模式生成送端电流参考值和送端参考相角；

19、将所述送端电流参考值和所述送端参考相角输入预先构建的电流控制器，得到送端交流电压分量；

20、将所述送端桥臂电流输入预先构建的环流控制器，得到送端补偿量；

21、将所述送端交流电压分量和所述送端补偿量进行代数和运算，求解得到送端调制比；

22、基于所述送端调制比，生成送端调制信号，并将所述送端调制信号转换为送端触发脉冲信号；

23、通过所述送端触发脉冲信号驱动所述送端mmc换流站将所述第一交流电信号转换为直流电信号。

24、在一种可能的实现方式中，所述根据所述送端交流电网强度，确定目标控制模式，并按照所述目标控制模式生成送端电流参考值和送端参考相角，包括：

25、若所述送端交流电网强度在预设阈值以上，则确定目标控制模式为跟网控制模式，在所述跟网控制模式下，获取送端mmc换流站的有功功率、无功功率、功率参考值以及送端侧公共母线电压，依据所述送端mmc换流站的有功功率、无功功率以及功率参考值，生成送端电流参考值，依据所述送端侧公共母线电压，生成送端参考相角；

26、若所述送端交流电网强度低于预设阈值，则确定目标控制模式为构网控制模式，在所述构网控制模式下，获取送端mmc换流站的交流电压分量、交流电压参考值、有功功率以及有功功率参考值，并依据所述送端mmc换流站的交流电压分量和交流电压参考值，生成送端电流参考值，对所述送端mmc换流站的有功功率和有功功率参考值进行相位同步处理，生成送端参考相角。

27、在一种可能的实现方式中，在控制受端mmc换流站将所述直流电信号转换为第二交流电信号的过程中，其中一个直流群子系统的受端mmc换流站采用定直流电压控制策略，其余直流群子系统的受端mmc换流站采用定功率控制策略。

28、在一种可能的实现方式中，所述定直流电压控制策略包括：

29、获取受端mmc换流站的直流电压分量、直流电压参考值、无功功率、无功功率参考值、受端桥臂电流以及受端侧公共母线电压；

30、将所述受端mmc换流站的直流电压分量、直流电压参考值、无功功率以及无功功率参考值输入预先构建的直流电压与无功功率控制器，生成受端电流参考值，并依据所述受端侧公共母线电压，生成受端参考相角；

31、将所述受端电流参考值和所述受端参考相角输入预先构建的电流控制器，得到受端交流电压分量；

32、将所述受端桥臂电流输入预先构建的环流控制器，得到受端补偿量；

33、对所述受端交流电压分量和所述受端补偿量进行代数和运算，得到受端调制比；

34、基于所述受端调制比，生成受端触发脉冲信号，并通过所述受端触发脉冲信号驱动所述受端mmc换流站将所述直流电信号转换为第二交流电信号。

35、在一种可能的实现方式中，所述定功率控制策略，包括：

36、获取受端mmc换流站的有功功率、无功功率、功率参考值、受端桥臂电流以及受端侧公共母线电压；

37、将所述受端mmc换流站的有功功率、无功功率以及功率参考值输入预先构建的有功与无功功率控制器，生成受端电流参考值，并依据所述受端mmc换流站的受端侧公共母线电压，生成受端参考相角；

38、将所述受端电流参考值和所述受端参考相角输入预先构建的电流控制器，得到受端交流电压分量；

39、将所述受端桥臂电流输入预先构建的环流控制器，得到受端补偿量；

40、对所述受端交流电压分量和所述受端补偿量进行代数和运算，得到受端调制比；

41、基于所述受端调制比，生成受端触发脉冲信号，并通过所述受端触发脉冲信号驱动所述受端mmc换流站将所述直流电信号转换为第二交流电信号。

42、本说明书提供的上述方案，通过设置至少两个直流群子系统并利用直流互联线路连通各送端mmc换流站的直流端口，构建起送端直流侧互通通道，可实现各子系统间直流功率灵活互济，有效优化梯级水电资源配置，提升了水电消纳能力；依托模块化多电平换流方案完成交直流电能变换，相比传统换流设备具备更强的弱电网适配能力，保障了送端电网强度波动工况下系统稳定运行，同时整套架构可实现水电汇集、电能变换、远距离输送与跨系统功率支援一体化运行，显著提升了整体系统的运行灵活性、供电可靠性与工程实用性。