CN113991662B - 基于lcc-mmc的能量路由系统及直流故障保护方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了基于LCC‑MMC的能量路由系统及直流故障保护方法，属于混合高压直流输电技术领域，所述系统的拓扑包括电网相控换流器LCC、模块化多电平变换器MMC、储能装置BESS、改进型混合直流断路器DCCB和直流母线；该系统的能量调控控制方式包括LCC侧定直流电压控制、MMC交流侧功率解耦控制以及储能接口Buck/Boost控制；系统的直流故障保护方法是将储能单元功率切换控制与改进型混合直流断路器DCCB结合形成一套完整的联合故障保护方案。本发明在快速隔离故障电流的同时，能够防止MMC侧交流电流发生畸变，极大程度提高了系统的供电质量，保证了交流电网的可靠稳定运行，有利于故障后系统的快速恢复。
Description
技术领域
本发明涉及混合高压直流输电系统技术领域，尤其是基于LCC-MMC的能量路由系统及直流故障保护方法，适用于中高压远距离输电领域。
背景技术
近年来，随着不可再生能源的存量日益枯竭，环境污染的现象趋于严重，目前应用的单一能源架构恐怕不能满足人类未来的发展需求，因此，为了提高可再生能源的发电水平，缓解世界各国的能源危机，国内外学者提出了能源互联网的概念。能源互联网作为智能电网与可再生能源深度结合的产物，是解决能源危机，促进能源结构转换的新型能源网络。能量路由器是能源互联网的重要组成装备，此设备不仅可以实现电压变换、提供电压隔离、提高可再生分布式能源的利用率以及维护电网的安全运行，还可以对不同交直流端口的电气量进行采样与控制，满足电力系统的调度需求，为能源互联网的稳定运行提供数据保障。
目前国内针对能量路由器的研究大多集中在功能与用途方面，在拓扑结构与控制方面尚处于探索阶段。高压直流输电系统是能量路由器研究所面向的应用领域之一，将电网相控换流器(LCC)与模块化多电平换流器(MMC)结合起来形成的混合高压直流输电系统，具有成本低、输送容量大、可避免换相失败以及操作灵活性强等独特的技术特点。高压直流对于大容量远距离的电能输送、促进新能源的并网及消纳、提高电力系统的稳定运行具有重要意义，但由于高压直流输电系统的直流输电线路较长，存在阻抗小、电路电流无自然过零点及电流上升速率快等故障特性，因此直流短路故障问题一直是高压输电领域亟待解决的关键任务。
针对基于LCC-MMC能量路由系统的直流短路故障解决方案，有学者提出了一种集成直流断路器的模块化多电平变换器(IDCB-MMC)，其采用的直流断路器在主支路两侧串联了由晶闸管和电容组成的能量吸收支路，不仅加速了故障电流的衰减速度，且具有导通损耗小，成本低的特点。但晶闸管的导通会使主开关承受较大压力，容易造成器件损坏。有学者提出的辅助直流断路器采用双向并联晶闸管作为能量耗散支路，解决了直流电网中直流故障难以快速隔离的问题。但当系统发生双极短路故障时，会产生较大的电流震荡，损坏器件的同时还会使得故障清除后的系统无法自动恢复到正常工作状态。还有学者针对以上问题提出了一种改进型直流断路器，该断路器利用反并联晶闸管串联电容组成能量耗散支路，减小了主开关的关断压力，且具有损耗小、应用范围广、故障清除能力强的特性。虽然该直流断路器在发生故障时能够及时动作，阻断故障电流，但由于直流侧不能提供交流侧缺失的功率，故无法维持交流侧电网的稳定运行。
发明内容
本发明需要解决的技术问题是提供一种基于LCC-MMC的能量路由系统及直流故障保护方法，能够防止直流母线电压瞬间跌落与故障电流急剧增大，在消除直流短路故障的同时需满足交流侧电网稳定运行的要求。
为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：
一种基于LCC-MMC的能量路由系统，所述系统的拓扑包括电网相控换流器LCC、模块化多电平变换器MMC、储能装置BESS、改进型混合直流断路器DCCB和直流母线；所述电网相控换流器LCC为双十二脉波整流装置，由两组三相桥式六脉波整流器串联得到；所述模块化多电平换流器MMC为三相六桥臂结构，每个桥臂包含n个子模块和一个桥臂电感，子模块为半桥结构且包含子模块电容；所述储能装置BESS为蓄电池组，每个子模块在传统半桥结构的基础上分散式通过双向Buck/Boost储能变换器连接蓄电池，以实现对蓄电池充放电的独立控制；所述改进型混合直流断路器DCCB与直流母线相连，分为主支路与能量耗散支路两部分。
本发明技术方案的进一步改进在于：所述三相桥式六脉波整流器包括第一晶闸管VT1、第二晶闸管VT2、第三晶闸管VT3、第四晶闸管VT4、第五晶闸管VT5、第六晶闸管VT6、在每相上设置的3个等值电感L和滤波电感Ld；晶闸管开通需要具备正向电压和触发脉冲信号，关断时需利用反向电压将晶闸管电流下降至零，晶闸管根据编号VT1-VT6循环导通；所述三相六桥臂结构中的每相桥臂均分为上桥臂和下桥臂两部分，每相上桥臂由n个子模块和抑制环流和缓冲故障电流的第一上桥臂电感Lp1、第二上桥臂电感Lp2、第三上桥臂电感Lp3串联构成，每相下桥臂由n个子模块和抑制环流和缓冲故障电流的第一下桥臂电感Ln1、第二下桥臂电感Ln2、第三下桥臂电感Ln3串联构成，两个桥臂电感的连接点构成对应相桥臂的输出端；所述储能装置BESS由每个子模块通过双向Buck/Boost储能变换器形成储能端口与蓄电池相连，能够实现对电池充放电的独立控制，且每个子模块都有吸收或补偿有功功率的能力，将储能端口作为第三个端口，所形成的储能型模块化多电平换流器MMC-BESS视为连接交流系统、高压直流系统和低压储能系统的三端口结构，能量可在任意两端口之间流动。
本发明技术方案的进一步改进在于：所述储能型模块化多电平换流器MMC-BESS的子模块分为MMC侧和电池侧；所述MMC侧采用半桥子模块结构，由第一IGBT器件Q1、第一IGBT器件Q2分别并联第一反向二极管D1、第二反向二极管D2，最后通过子模块电容Ci构成；所述电池侧由一个双向Buck/Boost储能变换器、电池滤波电感Lf与电池组构成；所述双向Buck/Boost储能变换器在电池和子模块电容之间提供双向潮流，既能作为Buck变换器又能作为Boost变换器；当上开关管第三IGBT器件Q3导通，下开关管第四IGBT器件Q4关断时，DC/DC变换器作为Buck变换器工作，电流从子模块电容流向电池，电池处于充电模式；当下开关管第四IGBT器件Q4导通，上开关管第三IGBT器件Q3关断时，DC/DC变换器作为Boost变换器工作，电流从电池流向子模块电容，电池处于放电模式；通过控制DC/DC变换器可以更好地利用电池容量，电池既能吸收能量，也能释放能量，能够根据系统能量流动情况进行调整。
本发明技术方案的进一步改进在于：所述主支路由机械开关和负载转移开关组成，负载转移开关是由双向IGBT器件串联的固态开关，同时并联金属氧化物避雷器，防止瞬间关断时过电压损坏器件，提高安全性；所述主支路直接串联在直流输电线路上，在正常运行时主支路与能量耗散支路的开关均闭合，进行正常的线路电流传导；所述能量耗散支路由双向晶闸管和电容串联组成，连接在直流主支路的线路上，具有线路电流转移及能量吸收的作用；所述改进型混合直流断路器DCCB承担直流配电线路短路故障保护的作用，当线路发生直流短路故障时，通过直流断路器动作进行故障隔离与清除。
一种基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法，所述故障保护方法是将储能单元功率切换控制与改进型混合直流断路器DCCB结合形成的一套完整的联合故障保护方案；所述能量路由系统的基本控制方式主要包括电网相控换流器LCC整流器控制、模块化多电平变换器MMC换流器控制以及储能接口Buck/Boost控制；所述电网相控换流器LCC整流器控制包括定直流电压控制与定直流电流及最小触发角控制；所述模块化多电平变换器MMC换流器控制包括定功率控制与定直流电压控制，模块化多电平变换器MMC调制方式采用载波移相脉宽调制方法或最近低电平逼近调制及方法；所述储能接口Buck/Boost控制是将子模块电容电压外环的调制值与上级电池功率前馈控制生成的电流指令共同作用，从而控制储能装置的充放电过程。
本发明技术方案的进一步改进在于：电网相控换流器LCC采用定直流电压控制，将整流侧直流电压参考值Udc_ref与直流电压实际测量值Udc进行作差处理，得到的差值输入到PI控制器中进行调节，PI控制器的输出值与π值作差得到电网相控换流器LCC换流站的触发角α，对电网相控换流器LCC换流器中开关管第一晶闸管VT1、第二晶闸管VT2、第三晶闸管VT3、第四晶闸管VT4、第五晶闸管VT5、第六晶闸管VT6进行驱动；通过调节触发角α的大小，能够实现直流电压测量值对参考值的跟踪，并对电网相控换流器LCC直流侧电压进行控制。
本发明技术方案的进一步改进在于：模块化多电平换流器MMC的交流侧功率解耦控制的具体步骤如下：
1)将三相交流电流ia、ib、ic与三相交流电压ua、ub、uc通过锁相环PLL得到所需的相角信息ωt,将abc静止坐标系转换为同步旋转的dq坐标系下得到三相交流电流在d轴的分量id和q轴的分量iq以及三相交流电压在d轴的分量ud和q轴的分量uq；
2)将交流电网有功功率给定值P*除以3/2倍的三相交流电压d轴分量ud，得到的三相交流电流在d轴的参考电流idef与d轴分量id作差，经过PI调节后的输出值与三相交流电压在d轴的分量ud相加后减去输入电流在q轴的分量iq与ωL相乘后的输出值实现对id的前馈解耦；
3)将交流电网无功功率给定值Q*除以-3/2倍的三相交流电压d轴分量ud，得到的三相交流电流在q轴的参考电流iqef与q轴分量iq作差，经过PI调节后的输出值与三相交流电压在q轴的分量uq相加后减去输入电流在d轴的分量id与ωL相乘后的输出值实现对iq的前馈解耦；
4)将步骤2)和步骤3)的解耦值经dq/abc变换得到三相调制波uabc *，三相调制波经过载波移相调制策略得到模块化多电平换流器MMC的子模块驱动信号。
本发明技术方案的进一步改进在于：储能装置BESS的储能接口Buck/Boost控制的功率切换控制，是将DC/DC变换器作为电压源控制，能同时控制电容电压和电池电流，将电容电压给定值uc *减去电容电压平均值uc_ave，相减后输入PI控制器中进行电容电压的外环控制，得到电池电流参考值，利用电池功率给定值除以电池电压ubat得到电池电流给定值，与参考值相加后减去实际电池电流if，输入PI调节器实现电池电流的内环控制，输出储能DC/DC变换器的参考调制波，实现对储能DC/DC变换器的调制；电压源控制能平衡电容电压，避免了电容电压不均衡问题，无需额外进行电容电压平衡控制；在正常运行状态下，储能型模块化多电平换流器MMC-BESS储能变换器单位电池功率给定值为Pbat1，当发生直流线路故障时切断故障点，直流侧功率减小为零后，切换电池功率给定值为Pbat2。
本发明技术方案的进一步改进在于：所述储能装置BESS的储能接口Buck/Boost控制的具体切换方式如下：
单位电池功率由直流和交流功率决定，可吸收或补偿有功功率，使直流和交流功率达到平衡，考虑功率差，单位电池功率的给定值如下式所示：
式中，Pbat1为正常运行状态下储能型模块化多电平换流器MMC-BESS储能变换器单位电池功率的给定值；
Pbat2为直流短路故障时储能型模块化多电平换流器MMC-BESS储能变换器单位电池功率的给定值；
Pac、Pdc分别为系统交流侧功率与直流侧功率；
N为模块化多电平换流器MMC每个桥臂的子模块数量；
ΔPbj、ΔPbkj、ΔPbikj分别为相间不平衡功率、桥臂间不平衡功率和子模块间不平衡功率；
在正常运行状态下储能型模块化多电平换流器MMC-BESS储能变换器单位电池功率给定值为Pbat1，当发生直流短路故障时，经直流断路器动作后，直流侧功率减小为零，此时单位电池功率上升，切换电池功率给定值为Pbat2；同时对切换后的电池功率给定值设置限制，考虑到电池的安全工作范围，切换后的电池功率给定值需小于等于电池最大放电功率，若大于电池最大放电功率则按电池最大放电功率进行给定。
本发明技术方案的进一步改进在于：所述能量路由系统发生直流短路故障时的具体操作如下：
1)当检测到直流短路故障时，控制电网相控换流器LCC触发角大于90度，即闭锁电网相控换流器LCC，限制电网相控换流器LCC侧交流电网向故障点馈电，减小故障电流，缓解直流断路器关断压力；
2)利用改进型混合直流断路器进行故障隔离，切断短路电流；关断直流断路器主电路的负载转移开关，并打开能量耗散支路的晶闸管，变换器与故障侧线路切断，迫使两侧故障电流向能量耗散支路转移，主支路直流电流减小，转移至能量耗散支路的电流由电容进行能量吸收；当直流断路器主支路的直流电流衰减接近为零时，将机械开关在零电流电压应力下打开，短路故障被完全隔离；剩余电流通过能量耗散支路、故障侧直流电路和故障点组成的回路进行耗散，当故障电流为零时，短路故障被完全清除，直流断路器动作完成；
3)在直流断路器重合闸期间，储能型模块化多电平换流器MMC-BESS直流侧电压电流均为零，当直流功率为零时，储能电池功率等于交流侧功率，对储能变换器进行功率切换控制，增大电池功率补偿直流侧功率，交流侧与电池进行独立功率传输，以此稳定MMC交流侧不受直流短路故障影响；此方案无需MMC闭锁，电池可维持交流电网和MMC继续保持工作状态，储能部分具有热备用作用，有利于系统的快速恢复；经重合闸时间后，故障被完全清除隔离，整体系统恢复正常工作状态。
本发明技术方案的进一步改进在于：
由于采用了上述技术方案，本发明取得的技术进步是：
1、本发明提供的基于LCC-MMC的能量路由系统的MMC子模块在传统半桥结构的基础上通过分散式接入非隔离DC/DC变换器形成储能端口，连接蓄电池，使得每个子模块都具有吸收或补偿有功功率的能力，适用于中高压远距离直流输电领域。
2、本发明提供的基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法，所提出的改进型混合直流断路器具有分断速度快、分断电压等级高、通态损耗小、延展性好且故障清除能力强等优点，适用于LCC-MMC混合直流输电系统单极接地和双极短路故障的故障保护情况。
3、本发明提供的基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法，所提出的储能单元功率切换控制策略将DC/DC变换器作为电压源控制，同时控制电容电压和电池电流，电压源控制可平衡电容电压，避免电容电压不均衡问题，无需额外进行电容电压平衡控制，操作相对简单。
4、本发明提供的基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法，在系统发生直流短路故障时，无需模块化多电平换流器MMC闭锁，储能装置可保证交流电网和模块化多电平换流器MMC维持稳定的工作状态，储能单元具有热备用作用，有利于系统的快速恢复。
5、本发明提供的基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法，所提的储能装置与改进型混合直流断路器联合控制策略可以解决故障期间断路器单独工作导致的交流电流畸变问题，当发生直流短路故障时，储能单元功率切换控制能够使交流侧与电池进行独立的功率传输，保证模块化多电平换流器MMC交流侧不受直流短路故障的影响，提高交流侧电网的供电质量。
附图说明
图1是本发明的总体框图；
图2是本发明的基于LCC-MMC能量路由系统的电气原理图；
图3是本发明的基于LCC-MMC能量路由系统中的MMC-BESS子模块单元电气原理图；
图4是本发明的基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法所选用的改进型混合直流断路器DCCB的电气原理图；
图5是本发明的基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法的整体控制框图；
图6是本发明的基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法的整流侧LCC定直流电压控制框图；
图7是本发明的基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法的逆变侧MMC交流侧功率解耦控制框图；
图8是本发明的基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法的储能单元功率切换控制框图；
其中，AC1、AC2为LCC侧与MMC侧的交流系统；L和Ld分别为电网相控换流器LCC每相的等值电感和滤波电感；LCC是由两组三相桥式六脉波整流器串联得到的双十二脉波整流装置，第一晶闸管VT1、第二晶闸管VT2、第三晶闸管VT3、第四晶闸管VT4、第五晶闸管VT5、第六晶闸管VT6为三相桥式六脉波整流器的六个晶闸管；DCCB为改进型混合直流断路器，DC Line为直流母线；Ls为网侧电感，Rs为网侧内阻，Ns为交流中性电位参考点；Lp1为第一上桥臂电感、Lp2为第二上桥臂电感、Lp3为第三上桥臂电感、Ln1为第一下桥臂电感、Ln2为第二下桥臂电感、Ln3为第三下桥臂电感；MMC-BESS的子模块可分为MMC侧和电池侧，第一IGBT器件Q1、第二IGBT器件Q2为MMC侧的两个IGBT器件，第一反向二极管D1、第二反向二极管D2为MMC侧的并联的两个反向二极管，第三IGBT器件Q3、第四IGBT器件Q4为电池侧的两个IGBT器件，第三反向二极管D3、第四反向二极管D4为电池侧的并联的两个反向二极管；Ci为子模块电容，Lf为电池滤波电感，Ubat为电池电压，if为电池电流；MS为机械开关，LCS为负载转移开关，MOV为金属氧化物避雷器，EDB为能量耗散支路；Udc_ref为整流侧直流电压参考值，Udc为直流电压实际测量值；α为LCC换流站的触发角；ua、ub、uc为三相交流电压(uabc)的各相电压，ia、ib、ic为三相交流电流(iabc)的各相电流；ωt为为锁相环输出相位；id、iq分别为三相交流电流进行dq变换后的d轴分量与q轴分量，ud、uq分别为三相交流电压进行dq变换后的d轴分量与q轴分量；P*、Q*为交流电网有功功率给定值与无功功率给定值；idef、iqef为三相交流电流在d轴和q轴的参考电流；uabc *为进行dq/abc变换后输出三相调制信号；uc *为电容电压给定值，uc_ave为电容电压平均值，ubat为电池电压，if为实际电池电流；Pbat1为正常运行状态下MMC-BESS储能变换器单位电池功率的给定值；Pbat2为直流短路故障时MMC-BESS储能变换器单位电池功率的给定值。
具体实施方式
下面结合附图及实施例对本发明做进一步详细说明：
如图1、2所示，一种基于LCC-MMC的能量路由系统，所述系统的拓扑包括电网相控换流器LCC、模块化多电平变换器MMC、储能装置BESS、改进型混合直流断路器DCCB和直流母线；所述电网相控换流器LCC为双十二脉波整流装置，由两组三相桥式六脉波整流器串联得到；所述模块化多电平换流器MMC为三相六桥臂结构，每个桥臂包含n个子模块和一个桥臂电感，子模块为半桥结构且包含子模块电容；所述储能装置BESS为蓄电池组，每个子模块在传统半桥结构的基础上分散式通过双向Buck/Boost储能变换器连接蓄电池，以实现对蓄电池充放电的独立控制；所述改进型混合直流断路器DCCB与直流母线相连，分为主支路与能量耗散支路两部分。
所述三相桥式六脉波整流器包括第一晶闸管VT1、第二晶闸管VT2、第三晶闸管VT3、第四晶闸管VT4、第五晶闸管VT5、第六晶闸管VT6六个晶闸管，每相的等值电感L和滤波电感Ld。晶闸管开通需要具备正向电压和触发脉冲信号，关断时需利用反向电压将晶闸管电流下降为零，晶闸管根据编号VT1-VT6循环导通；所述模块化多电平换流器MMC为三相六桥臂结构，每相桥臂均分为上桥臂和下桥臂两部分，每相上桥臂由n个子模块和第一上桥臂电感Lp1、第二上桥臂电感Lp2、第三上桥臂电感Lp3串联构成，每相下桥臂由n个子模块和第一下桥臂电感Ln1、第二下桥臂电感Ln2、第三下桥臂电感Ln3串联构成，两个桥臂电感的连接点构成对应相桥臂的输出端，桥臂电感具有抑制环流和缓冲故障电流的作用。
所述储能装置BESS由每个子模块通过Buck/Boost储能变换器形成储能端口与蓄电池相连，可以实现对电池充放电的独立控制，且每个子模块都有吸收或补偿有功功率的能力，将储能端口作为第三个端口，所形成的储能型模块化多电平换流器MMC-BESS可视为连接交流系统、高压直流系统和低压储能系统的三端口结构，能量可在任意两端口之间流动。
如图3所示，所述储能型模块化多电平换流器MMC-BESS的子模块可分为MMC侧和电池侧，MMC侧采用半桥子模块结构，由第一IGBT器件Q1、第二IGBT器件Q2分别并联第一反向二极管D1、第二反向二极管D2，最后通过子模块电容Ci构成。电池侧由一个半桥模块(双向Buck/Boost变换器)、电池滤波电感Lf与电池组构成。所述双向Buck/Boost变换器在电池和子模块电容之间提供双向潮流，即可作为Buck(降压)变换器又可作为Boost(升压)变换器。当上开关管第三IGBT器件Q3导通，下开关管第四IGBT器件Q4关断时，DC/DC变换器作为Buck变换器工作，电流从子模块电容流向电池，电池处于充电模式。当下开关管第四IGBT器件Q4导通，上开关管第三IGBT器件Q3关断时，DC/DC变换器作为Boost变换器工作，电流从电池流向子模块电容，电池处于放电模式。通过控制DC/DC变换器可以更好地利用电池容量，电池既可以吸收能量，也可以释放能量，可根据系统能量流动情况进行调整。
如图4所示，所述改进型混合直流断路器DCCB分为主支路与能量耗散支路两部分，主支路由机械开关(MS)和负载转移开关(LCS)组成，负载转移开关是由双向IGBT器件串联的固态开关，同时并联金属氧化物避雷器(MOV)，防止瞬间关断时过电压损坏器件，提高安全性。直流断路器主支路直接串联在直流输电线路上，在正常运行时主支路与能量耗散支路的开关均闭合，进行正常的线路电流传导。能量耗散支路(EDB)由双向晶闸管和电容串联组成，连接在直流主支路处的线路上，具有线路电流转移及能量吸收的作用。主支路与能量耗散支路组成直流断路器，承担直流配电线路短路故障保护的作用，当线路发生短路故障时，通过直流断路器动作进行故障隔离与清除。
该能量路由系统的能量调控控制方式包括电网相控换流器LCC侧定直流电压控制、模块化多电平变换器MMC交流侧功率解耦控制以及储能接口Buck/Boost控制。
如图5所示，一种基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法，是将储能单元功率切换控制与改进型混合直流断路器DCCB结合形成一套完整的联合故障保护方案。所述系统的基本控制主要包括电网相控换流器LCC整流器控制、模块化多电平变换器MMC换流器控制以及储能接口Buck/Boost控制；所述电网相控换流器LCC整流器控制可包括定直流电压控制与定直流电流及最小触发角控制；所述模块化多电平变换器MMC换流器控制主要包括定功率控制与定直流电压控制，模块化多电平变换器MMC调制方式采用载波移相脉宽调制方法或最近低电平逼近调制及方法；所述储能接口Buck/Boost控制是将子模块电容电压外环的调制值和上级电池功率前馈控制生成的电流指令共同作用，从而控制储能装置的充放电过程。
如图6所示，所述电网相控换流器LCC采用定直流电压控制，将整流侧直流电压参考值Udc_ref与直流电压实际测量值Udc进行作差处理，得到的差值输入到PI控制器中进行调节，PI控制器的输出值与π值作差得到LCC换流站的触发角α，对换流器中开关管VT1、VT2、VT3、VT4、VT5、VT6进行驱动。通过调节触发角α的大小，可以实现直流电压测量值对参考值的跟踪，并对LCC直流侧电压进行控制。
如图7所示，所述模块化多电平换流器MMC的交流侧功率解耦控制的具体步骤如下：
1)将三相交流电流ia、ib、ic与三相交流电压ua、ub、uc通过锁相环PLL得到所需的相角信息ωt,将abc静止坐标系转换为同步旋转的dq坐标系下得到三相交流电流在d轴的分量id和q轴的分量iq以及三相交流电压在d轴的分量ud和q轴的分量uq；
2)将交流电网有功功率给定值P*除以3/2倍的三相交流电压d轴分量ud，得到的三相交流电流在d轴的参考电流idef与d轴分量id作差，经过PI调节后的输出值与三相交流电压在d轴的分量ud相加后减去输入电流在q轴的分量iq与ωL相乘后的输出值实现对id的前馈解耦；
3)将交流电网无功功率给定值Q*除以-3/2倍的三相交流电压d轴分量ud，得到的三相交流电流在q轴的参考电流iqef与q轴分量iq作差，经过PI调节后的输出值与三相交流电压在q轴的分量uq相加后减去输入电流在d轴的分量id与ωL相乘后的输出值实现对iq的前馈解耦；
4)将步骤2)和步骤3)的解耦值经dq/abc变换得到三相调制波uabc *，三相调制波经过载波移相调制策略得到模块化多电平换流器MMC的子模块驱动信号。
如图8所示，所述储能变换器的功率切换控制，将DC/DC变换器作为电压源控制，可同时控制电容电压和电池电流，将电容电压给定值uc *减去电容电压平均值uc_ave，相减后输入PI控制器中进行电容电压的外环控制，得到电池电流参考值，利用电池功率给定值除以电池电压ubat得到电池电流给定值，与参考值相加后减去实际电池电流if，输入PI调节器实现电池电流的内环控制，输出储能DC/DC变换器的参考调制波，实现对储能DC/DC变换器的调制。电压源控制可平衡电容电压，避免了电容电压不均衡问题，无需额外进行电容电压平衡控制。在正常运行状态下，储能型模块化多电平换流器MMC-BESS储能变换器单位电池功率给定值为Pbat1，当发生直流线路故障时切断故障点，直流侧功率减小为零后，切换电池功率给定值为Pbat2。
本发明基于LCC-MMC能量路由系统的拓扑结构适用于中高压远距离输电领域，可实现多个功率端口的能量传输，能够提高大规模新能源发电的可靠性。本发明针对基于LCC-MMC能量路由系统的直流短路故障问题，提出了一种储能装置与直流断路器联合控制的故障保护方案，当系统发生直流短路故障时，利用改进型混合直流断路器及时切断故障电流，配合储能单元功率切换控制使交流侧与电池能够进行独立的功率传输，可以快速补偿交流侧缺失的功率，从而保证模块化多电平换流器MMC交流侧不受直流线路故障的影响，维持交流电网的稳定运行。
以上所述的实施例仅仅是对本发明的优选实施方式进行描述，并非对本发明的范围进行限定，在不脱离本发明设计精神的前提下，本领域普通技术人员对本发明的技术方案做出的各种变形和改进，均应落入本发明装置权利要求书确定的保护范围内。
Claims (7)
1.一种基于LCC-MMC的能量路由系统，其特征在于：所述系统的拓扑包括电网相控换流器LCC、模块化多电平变换器MMC、储能装置BESS、改进型混合直流断路器DCCB和直流母线；所述电网相控换流器LCC为双十二脉波整流装置，由两组三相桥式六脉波整流器串联得到；所述模块化多电平变换器MMC为三相六桥臂结构，每个桥臂包含n个子模块和一个桥臂电感，子模块为半桥结构且包含子模块电容；所述储能装置BESS为蓄电池组，每个子模块在传统半桥结构的基础上分散式通过双向Buck/Boost储能变换器连接蓄电池，以实现对蓄电池充放电的独立控制；所述改进型混合直流断路器DCCB与直流母线相连，分为主支路与能量耗散支路两部分；
所述三相桥式六脉波整流器包括第一晶闸管VT1、第二晶闸管VT2、第三晶闸管VT3、第四晶闸管VT4、第五晶闸管VT5、第六晶闸管VT6、在每相上设置的3个等值电感L和滤波电感Ld；晶闸管开通需要具备正向电压和触发脉冲信号，关断时需利用反向电压将晶闸管电流下降至零，晶闸管根据编号VT1-VT6循环导通；所述三相六桥臂结构中的每相桥臂均分为上桥臂和下桥臂两部分，每相上桥臂由n个子模块和抑制环流和缓冲故障电流的第一上桥臂电感Lp1、第二上桥臂电感Lp2、第三上桥臂电感Lp3串联构成，每相下桥臂由n个子模块和抑制环流和缓冲故障电流的第一下桥臂电感Ln1、第二下桥臂电感Ln2、第三下桥臂电感Ln3串联构成，两个桥臂电感的连接点构成对应相桥臂的输出端；所述储能装置BESS由每个子模块通过双向Buck/Boost储能变换器形成储能端口与蓄电池相连，能够实现对电池充放电的独立控制，且每个子模块都有吸收或补偿有功功率的能力，将储能端口作为第三个端口，所形成的储能型模块化多电平换流器MMC-BESS视为连接交流系统、高压直流系统和低压储能系统的三端口结构，能量可在任意两端口之间流动；
所述储能型模块化多电平换流器MMC-BESS的子模块分为MMC侧和电池侧；所述MMC侧采用半桥子模块结构，由第一IGBT器件Q1、第一IGBT器件Q2分别并联第一反向二极管D1、第二反向二极管D2，最后通过子模块电容Ci构成；所述电池侧由一个双向Buck/Boost储能变换器、电池滤波电感Lf与电池组构成；所述双向Buck/Boost储能变换器在电池和子模块电容之间提供双向潮流，既能作为Buck变换器又能作为Boost变换器；当上开关管第三IGBT器件Q3导通，下开关管第四IGBT器件Q4关断时，DC/DC变换器作为Buck变换器工作，电流从子模块电容流向电池，电池处于充电模式；当下开关管第四IGBT器件Q4导通，上开关管第三IGBT器件Q3关断时，DC/DC变换器作为Boost变换器工作，电流从电池流向子模块电容，电池处于放电模式；通过控制DC/DC变换器可以更好地利用电池容量，电池既能吸收能量，也能释放能量，能够根据系统能量流动情况进行调整；
所述主支路由机械开关和负载转移开关组成，负载转移开关是由双向IGBT器件串联的固态开关，同时并联金属氧化物避雷器，防止瞬间关断时过电压损坏器件，提高安全性；所述主支路直接串联在直流输电线路上，在正常运行时主支路与能量耗散支路的开关均闭合，进行正常的线路电流传导；所述能量耗散支路由双向晶闸管和电容串联组成，连接在直流主支路的线路上，具有线路电流转移及能量吸收的作用；所述改进型混合直流断路器DCCB承担直流配电线路短路故障保护的作用，当线路发生直流短路故障时，通过直流断路器动作进行故障隔离与清除。
2.一种如权利要求1所述的基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法，其特征在于：所述故障保护方法是将储能单元功率切换控制与改进型混合直流断路器DCCB结合形成的一套完整的联合故障保护方案；所述能量路由系统的基本控制方式主要包括电网相控换流器LCC整流器控制、模块化多电平变换器MMC换流器控制以及储能接口Buck/Boost控制；所述电网相控换流器LCC整流器控制包括定直流电压控制与定直流电流及最小触发角控制；所述模块化多电平变换器MMC换流器控制包括定功率控制与定直流电压控制，模块化多电平变换器MMC调制方式采用载波移相脉宽调制方法或最近低电平逼近调制及方法；所述储能接口Buck/Boost控制是将子模块电容电压外环的调制值与上级电池功率前馈控制生成的电流指令共同作用，从而控制储能装置的充放电过程。
3.根据权利要求2所述的一种基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法，其特征在于：电网相控换流器LCC采用定直流电压控制，将整流侧直流电压参考值Udc_ref与直流电压实际测量值Udc进行作差处理，得到的差值输入到PI控制器中进行调节，PI控制器的输出值与π值作差得到电网相控换流器LCC换流站的触发角α，对电网相控换流器LCC换流器中开关管第一晶闸管VT1、第二晶闸管VT2、第三晶闸管VT3、第四晶闸管VT4、第五晶闸管VT5、第六晶闸管VT6进行驱动；通过调节触发角α的大小，能够实现直流电压测量值对参考值的跟踪，并对电网相控换流器LCC直流侧电压进行控制。
4.根据权利要求2所述的一种基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法，其特征在于：模块化多电平变换器MMC的交流侧功率解耦控制的具体步骤如下：
1)将三相交流电流ia、ib、ic与三相交流电压ua、ub、uc通过锁相环PLL得到所需的相角信息ωt,将abc静止坐标系转换为同步旋转的dq坐标系下得到三相交流电流在d轴的分量id和q轴的分量iq以及三相交流电压在d轴的分量ud和q轴的分量uq；
2)将交流电网有功功率给定值P*除以3/2倍的三相交流电压d轴分量ud，得到的三相交流电流在d轴的参考电流idef与d轴分量id作差，经过PI调节后的输出值与三相交流电压在d轴的分量ud相加后减去输入电流在q轴的分量iq与ωL相乘后的输出值实现对id的前馈解耦；
3)将交流电网无功功率给定值Q*除以-3/2倍的三相交流电压d轴分量ud，得到的三相交流电流在q轴的参考电流iqef与q轴分量iq作差，经过PI调节后的输出值与三相交流电压在q轴的分量uq相加后减去输入电流在d轴的分量id与ωL相乘后的输出值实现对iq的前馈解耦；
4)将步骤2)和步骤3)的解耦值经dq/abc变换得到三相调制波uabc *，三相调制波经过载波移相调制策略得到模块化多电平变换器MMC的子模块驱动信号。
5.根据权利要求2所述的一种基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法，其特征在于：储能装置BESS的储能接口Buck/Boost控制的功率切换控制，是将DC/DC变换器作为电压源控制，能同时控制电容电压和电池电流，将电容电压给定值uc *减去电容电压平均值uc_ave，相减后输入PI控制器中进行电容电压的外环控制，得到电池电流参考值，利用电池功率给定值除以电池电压ubat得到电池电流给定值，与参考值相加后减去实际电池电流if，输入PI调节器实现电池电流的内环控制，输出储能DC/DC变换器的参考调制波，实现对储能DC/DC变换器的调制；电压源控制能平衡电容电压，避免了电容电压不均衡问题，无需额外进行电容电压平衡控制；在正常运行状态下，储能型模块化多电平换流器MMC-BESS储能变换器单位电池功率给定值为Pbat1，当发生直流线路故障时切断故障点，直流侧功率减小为零后，切换电池功率给定值为Pbat2。
6.根据权利要求2所述的一种基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法，其特征在于：所述储能装置BESS的储能接口Buck/Boost控制的具体切换方式如下：
单位电池功率由直流和交流功率决定，可吸收或补偿有功功率，使直流和交流功率达到平衡，考虑功率差，单位电池功率的给定值如下式所示：
式中，Pbat1为正常运行状态下储能型模块化多电平换流器MMC-BESS储能变换器单位电池功率的给定值；
Pbat2为直流短路故障时储能型模块化多电平换流器MMC-BESS储能变换器单位电池功率的给定值；
Pac、Pdc分别为系统交流侧功率与直流侧功率；
N为模块化多电平变换器MMC每个桥臂的子模块数量；
ΔPbj、ΔPbkj、ΔPbikj分别为相间不平衡功率、桥臂间不平衡功率和子模块间不平衡功率；
在正常运行状态下储能型模块化多电平换流器MMC-BESS储能变换器单位电池功率给定值为Pbat1，当发生直流短路故障时，经直流断路器动作后，直流侧功率减小为零，此时单位电池功率上升，切换电池功率给定值为Pbat2；同时对切换后的电池功率给定值设置限制，考虑到电池的安全工作范围，切换后的电池功率给定值需小于等于电池最大放电功率，若大于电池最大放电功率则按电池最大放电功率进行给定。
7.根据权利要求2所述的一种基于LCC-MMC能量路由系统的直流故障保护方法，其特征在于：所述能量路由系统发生直流短路故障时的具体操作如下：
1)当检测到直流短路故障时，控制电网相控换流器LCC触发角大于90度，即闭锁电网相控换流器LCC，限制电网相控换流器LCC侧交流电网向故障点馈电，减小故障电流，缓解直流断路器关断压力；
2)利用改进型混合直流断路器进行故障隔离，切断短路电流；关断直流断路器主电路的负载转移开关，并打开能量耗散支路的晶闸管，变换器与故障侧线路切断，迫使两侧故障电流向能量耗散支路转移，主支路直流电流减小，转移至能量耗散支路的电流由电容进行能量吸收；当直流断路器主支路的直流电流衰减接近为零时，将机械开关在零电流电压应力下打开，短路故障被完全隔离；剩余电流通过能量耗散支路、故障侧直流电路和故障点组成的回路进行耗散，当故障电流为零时，短路故障被完全清除，直流断路器动作完成；
3)在直流断路器重合闸期间，储能型模块化多电平换流器MMC-BESS直流侧电压电流均为零，当直流功率为零时，储能电池功率等于交流侧功率，对储能变换器进行功率切换控制，增大电池功率补偿直流侧功率，交流侧与电池进行独立功率传输，以此稳定MMC交流侧不受直流短路故障影响；此方案无需MMC闭锁，电池可维持交流电网和MMC继续保持工作状态，储能部分具有热备用作用，有利于系统的快速恢复；经重合闸时间后，故障被完全清除隔离，整体系统恢复正常工作状态。
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| 基于LCC-MMC的三端混合直流输电系统故障特性与控制保护策略;洪潮;时伯年;孙刚;张野;杨健;刘斌;;电力建设(第08期);全文 * |
| 适用于远距离大容量架空线路的LCC-MMC串联混合型直流输电系统;徐政;王世佳;李宁璨;肖晃庆;江伟;;电网技术(第01期);全文 * |
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