劉永生，陳 俊，，李 娟，侯 煒，酈君婷，徐青山

（1.南瑞集團有限公司（國網(wǎng)電力科學(xué)研究院有限公司）,江蘇省南京市211106；2.南京南瑞繼保電氣有限公司,江蘇省南京市211102；3.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司電力科學(xué)研究院,江蘇省南京市211103；4.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司蘇州供電公司,江蘇省蘇州市215002；5.東南大學(xué)電氣工程學(xué)院,江蘇省南京市210096）

0 引言

近年來,低壓直流配電網(wǎng)作為小型、就地化的電力系統(tǒng)成為配電網(wǎng)研究的熱點。相較于交流配電網(wǎng),低壓直流配電網(wǎng)控制更加簡單,新能源、儲能設(shè)備以及直流負(fù)荷接入環(huán)節(jié)更少,非常適合作為分布式新能源并網(wǎng)的接入載體［1-6］。目前,低壓直流配電網(wǎng)工程主要有兩電平電壓源換流器（VSC）型和模塊化多電平換流器（MMC）型2種直流系統(tǒng),其中兩電平VSC因其成本低廉、控制簡單而被廣泛采用。

雖然低壓直流配電有諸多優(yōu)勢,但是依然有許多問題困擾其快速發(fā)展。其中,切實可行的繼電保護(hù)已經(jīng)成為阻礙低壓直流配電網(wǎng)廣泛應(yīng)用的關(guān)鍵問題之一［7］。近年來,有學(xué)者提出了電壓/電流保護(hù)法［8-9］、邊 界 保 護(hù) 法［10］、縱 聯(lián) 電 流 差 動 保 護(hù) 法 等 方法［11-14］,但是這些方法基本上是依據(jù)交流供電系統(tǒng)或者高壓直流輸電系統(tǒng)的特征進(jìn)行設(shè)計,未充分考慮到故障電流持續(xù)時間短、故障電流振蕩、系統(tǒng)運行方式多變等低壓直流配電網(wǎng)故障特征。

文獻(xiàn)［8-9］中提出根據(jù)電流/電壓幅值或者變化率的變化對故障進(jìn)行判斷。然而,故障電流持續(xù)時間短使得電壓/電流保護(hù)的選擇性難以保證,尤其對于多層、多級、多環(huán)的復(fù)雜配電網(wǎng)。利用線路邊界元件,文獻(xiàn)［10］中提出了低壓直流配電網(wǎng)的邊界保護(hù)法。然而該方法實現(xiàn)條件較為苛刻,即傳輸線路兩端需裝設(shè)直流電抗器。對于低壓直流配電網(wǎng)來說,大量電抗器的存在意味著成本的上升以及系統(tǒng)運行效率的下降。文獻(xiàn)［11-12］提出了采用縱聯(lián)電流差動保護(hù)實現(xiàn)直流配電網(wǎng)故障線路的定位。雖然差動保護(hù)原理判別故障的可靠性較高,但是直流配電網(wǎng)故障電流幅值變化快、持續(xù)時間短,使得線路兩側(cè)保護(hù)單元數(shù)據(jù)同步要求高,縱聯(lián)差動保護(hù)誤動作或者拒動的風(fēng)險大。文獻(xiàn)［13-14］中提出通過故障電流的方向信息判別故障區(qū)間。然而,低壓直流配電網(wǎng)故障電流呈現(xiàn)快速的非周期衰減的特點,故障時系統(tǒng)結(jié)構(gòu)參數(shù)決定了故障電流的阻尼狀態(tài),特別是當(dāng)故障電流呈現(xiàn)欠阻尼狀態(tài)時,故障電流的過零點振蕩可能會影響保護(hù)單元對電流方向的正確判斷。

本文分析了兩電平VSC型低壓直流配電網(wǎng)的故障特點,并依此提出了利用通用面向?qū)ο笞冸娬臼录℅OOSE）通信技術(shù)傳遞保護(hù)單元之間信息的直流網(wǎng)絡(luò)保護(hù)方案。

1 低壓直流配電網(wǎng)故障特征

電力電子設(shè)備控制簡單靈活,使得直流配電網(wǎng)在正常運行過程中,具備較高的可控性和可靠性［15］,在配電網(wǎng)內(nèi)可方便地實現(xiàn)多能互補,高效地完成新能源的消納,但是配電網(wǎng)中含有大量的電力電子設(shè)備,也導(dǎo)致其在故障發(fā)生時與常規(guī)的交流配電網(wǎng)差別較大。其主要體現(xiàn)在以下幾個方面。

1）故障電流持續(xù)時間短。直流配電網(wǎng)內(nèi)幾乎任一電源以及負(fù)荷節(jié)點,均配置用于能量變換和調(diào)節(jié)的電力電子設(shè)備,電力電子設(shè)備通常會采用可控器件如絕緣柵雙極型晶體管（IGBT）。在現(xiàn)有技術(shù)條件下,可控器件設(shè)計的耐流能力一般為額定電流的1.5～2倍。然而直流系統(tǒng)發(fā)生如極間短路等嚴(yán)重故障時,故障電流可快速達(dá)到額定電流的5倍以上。電力電子設(shè)備為了防止可控器件的損壞,檢測到超過耐流能力的故障電流后,在百微秒完成可控器件的脈沖封鎖。雖然可控器件在故障后快速完成關(guān)斷,但是可控器件上的續(xù)流二極管不具備關(guān)斷能力,使得電源節(jié)點依然可以通過續(xù)流二極管的不控整流向故障點持續(xù)饋入電流［16］。為此,電力電子設(shè)備與低壓直流配電網(wǎng)之間通常會配置隔斷設(shè)備如固態(tài)斷路器、故障限流器等,在數(shù)毫秒完成故障電流的自清除?？煽仄骷目焖訇P(guān)斷以及隔斷設(shè)備對故障電流的快速自清除,使得故障電流持續(xù)時間極短,其對保護(hù)單元的故障判斷以及故障區(qū)域的正確識別提出了挑戰(zhàn)。

2）電源/負(fù)荷角色模糊。為了濾波和建立穩(wěn)定的輸出電壓,電源/負(fù)荷節(jié)點的電力電子設(shè)備在直流輸出端口往往會配置電容。在故障發(fā)生瞬間,各節(jié)點的端口電容與故障點之間會形成放電回路,迅速向故障點釋放能量,產(chǎn)生極大的沖擊性暫態(tài)電流。不同于交流配電系統(tǒng)只有電源節(jié)點會向故障點提供短路電流,直流配電系統(tǒng)發(fā)生故障后,配置電力電子設(shè)備的電源和負(fù)荷節(jié)點均會因端口電容放電向故障點提供極大的沖擊性電流,其為保護(hù)單元對故障區(qū)域以及故障類型的判別帶來困難。

3）故障電流的振蕩特性。通過上文可知,在故障發(fā)生后,隔斷設(shè)備可快速實現(xiàn)電源節(jié)點與直流配電網(wǎng)之間的隔離。這樣,無論負(fù)荷節(jié)點還是電源節(jié)點在故障發(fā)生時,所提供的電流主要由端口電容放電產(chǎn)生。由于直流配電網(wǎng)中線路電感和線路電阻的存在,端口電容的放電過程實際上是一個零輸入響應(yīng)的二階暫態(tài)過程［17］,如式（1）所示。

式中:u為電力電子設(shè)備直流側(cè)電壓；L為線路電感；C為端口電容；R為線路電阻。

可見,低壓直流配電網(wǎng)故障電流主要為電容放電電流,其阻尼狀態(tài)由放電回路的結(jié)構(gòu)參數(shù)決定。當(dāng)發(fā)生極間短路等嚴(yán)重故障時,故障電流可能會呈現(xiàn)振蕩衰減的欠阻尼特性,電流方向的不斷變化,極易影響保護(hù)單元對故障區(qū)域的正確判斷。

4）斷路器開斷時間長。目前,市面上主要有3種類型直流斷路器用于直流供電系統(tǒng)故障的切斷和隔離,分別是純機械斷路器、固態(tài)斷路器以及混合斷路器［18］。附錄A表A1為3種直流斷路器的技術(shù)參數(shù)對比。

綜合考慮成本、安裝、運維以及應(yīng)用推廣等因素,低壓直流配電網(wǎng)的直流斷路器目前普遍采用純機械斷路器。這使得在現(xiàn)有技術(shù)條件下,面對可控器件百微秒的脈沖閉鎖以及隔斷設(shè)備對故障電流的快速自清除,純機械斷路器無法在電源退出前完成故障電流的切除。

5）配電網(wǎng)運行方式和節(jié)點狀態(tài)的不確定。電力電子設(shè)備具備較高的可控性,可根據(jù)直流配電網(wǎng)功率、電壓等性能指標(biāo),對電源、負(fù)荷、儲能等節(jié)點的能量流向進(jìn)行實時調(diào)節(jié)［19-20］。高可控的電力電子設(shè)備在實現(xiàn)直流配電網(wǎng)內(nèi)能源合理分配的同時,也導(dǎo)致了故障時刻各節(jié)點運行狀態(tài)的不可預(yù)測。同時,隨著新能源的大量接入,獨立的微網(wǎng)系統(tǒng)逐漸增多,未來直流配電網(wǎng)可根據(jù)電源節(jié)點的狀態(tài),支持并網(wǎng)運行、離網(wǎng)運行、多電源合環(huán)運行、多電源分列運行等多種運行方式的自適應(yīng)切換［21-22］。運行方式的靈活切換雖然可以一定程度上增強直流配電網(wǎng)的韌性,但是也會導(dǎo)致故障時刻直流配電網(wǎng)運行方式的不可預(yù)知。直流配電網(wǎng)運行方式以及各節(jié)點運行狀態(tài)的高度不確定,造成直流配電網(wǎng)內(nèi)電流的潮流方向隨機性強,為保護(hù)方案的設(shè)計以及故障的判斷和定位制造了難題。

綜上所述,對于基于兩電平VSC的低壓直流配電網(wǎng),特別是運行層級多、運行方式多的復(fù)雜網(wǎng)架,存在故障電流持續(xù)時間短、故障時刻電容放電點多、故障電流方向和幅值變化性強、系統(tǒng)運行方式以及各節(jié)點狀態(tài)確定難等特點,傳統(tǒng)的保護(hù)方案很難實現(xiàn)直流配電網(wǎng)故障區(qū)域的準(zhǔn)確定位和隔離。

2 直流網(wǎng)絡(luò)保護(hù)方法

2.1 流向比對法

通過上文分析可知,當(dāng)直流配電網(wǎng)發(fā)生故障時,不僅電源節(jié)點支路可以檢測到短時的故障電流,負(fù)荷節(jié)點支路也可能會因為節(jié)點運行狀態(tài)變化以及電容放電等因素,檢測到較大的短時越限電流。直流配電網(wǎng)系統(tǒng)故障電流的多源性和短時性,使得保護(hù)單元難以通過電流動作門檻差異或者時間級差等方式判斷出故障區(qū)域。

根據(jù)基爾霍夫電流定律,任何時刻,對任一節(jié)點,所有流向節(jié)點的電流之和等于流出節(jié)點的電流之和。以被保護(hù)區(qū)域（母線、線路）作為節(jié)點進(jìn)行分析,當(dāng)故障發(fā)生時,對于故障區(qū)域,區(qū)內(nèi)多條支路雖然均能檢測到較大的故障電流,但是只有一種方向,即各支路故障電流均匯入故障區(qū)域；對于非故障區(qū)域,區(qū)內(nèi)檢測到較大故障電流的支路中,至少有一對電流方向相反,即至少存在一路故障電流流出非故障區(qū)域,如圖1所示,其中綠色為非故障區(qū)域,紅色為故障區(qū)域,單箭頭線為流入被保護(hù)區(qū)域的電流,雙箭頭線為流出被保護(hù)區(qū)域的電流。

圖1 故障區(qū)域判斷原理示意圖Fig.1 Schematic diagram of fault area judgment principle

依據(jù)上述故障區(qū)域判別原理,本文提出流向比對法,即以各支路的開關(guān)為邊界,以被保護(hù)區(qū)域為節(jié)點,以保護(hù)對象為類型,將整個直流配電網(wǎng)劃分為兩類比對判斷區(qū)域,即母線比對判斷區(qū)和線路比對判斷區(qū),保護(hù)單元通過比較比對判斷區(qū)內(nèi)各支路的電流方向,識別出故障區(qū)域,如圖2所示。

圖2 比對判斷區(qū)劃分示意圖Fig.2 Schematic diagram of comparison and judgment area division

設(shè)定故障時直流電流流入母線為正方向,流出母線為負(fù)方向。當(dāng)發(fā)生如圖3（a）所示K1點聯(lián)絡(luò)線故障,開關(guān)S13、S23所在支路電流均流出所在母線（即為負(fù)方向）,線路比對判斷區(qū)1內(nèi)2條支路只有1種電流方向,判定故障位于開關(guān)S13、S23之間；對于換流站A母線,母線比對判斷區(qū)1內(nèi)的開關(guān)S11、S14所在支路電流均流入所在母線（即為正方向）,其與區(qū)內(nèi)開關(guān)S13所在支路電流方向相反,則換流站A母線屬于非故障區(qū)；對于換流站B母線,母線比對判斷區(qū)2內(nèi)的開關(guān)S21、S22、S24所在支路電流均流入所在母線（即為正方向）,其與區(qū)內(nèi)開關(guān)S23所在支路電流方向相反,換流站B母線也屬于非故障區(qū)。

當(dāng)發(fā)生如圖3（b）所示K2點母線故障,開關(guān)S11、S13、S14所在支路電流均流入所在母線（即為正方向）,母線比對判斷區(qū)1內(nèi)3條支路只有1種電流方向,判定故障位于開關(guān)S11、S13、S14之間的母線；對于聯(lián)絡(luò)線,開關(guān)S23所在支路電流流出所在母線（即為負(fù)方向）,其與開關(guān)S13所在支路電流方向相反,則聯(lián)絡(luò)線所在的線路比對判斷區(qū)1屬于非故障區(qū)；換流站B母線分析與圖3（a）一致,此處不作贅述。

當(dāng)發(fā)生如圖3（c）所示K3點饋線故障,開關(guān)S12所在支路電流流出所在母線（即為負(fù)方向）,線路比對判斷區(qū)2內(nèi)只有1種電流方向,判定故障位于開關(guān)S12的饋線；換流站A、B母線分析與圖3（a）一致,聯(lián)絡(luò)線分析與圖3（b）一致,此處不做贅述。

2.2 方向預(yù)測法

圖3 低壓直流配電網(wǎng)典型故障Fig.3 Typical faults of low-voltage DC distribution network

由于流向比對法以開關(guān)為邊界劃分比對判斷區(qū),因此配置于開關(guān)上的保護(hù)單元會同時屬于所在的母線比對判斷區(qū)和線路比對判斷區(qū),為所在的母線和線路提供保護(hù),這樣不僅可以消除配電網(wǎng)中的保護(hù)“死區(qū)”,并且可以排除各節(jié)點的狀態(tài)以及系統(tǒng)運行方式的不確定對故障區(qū)域判別的影響。然而,保護(hù)單元通過流向比對法判斷故障區(qū)域,依賴于相鄰支路電流方向正確判斷和獲取,實際應(yīng)用中存在著因比對判斷區(qū)內(nèi)相鄰支路方向信息無法獲取,造成非故障區(qū)域被誤判的可能,導(dǎo)致保護(hù)單元無法提供正確的聯(lián)跳隔離策略,擴大事故范圍,而且對于如圖3中開關(guān)S14所在的饋線支路,當(dāng)區(qū)外故障發(fā)生時,保護(hù)單元所在的線路比對判斷區(qū)只有一種方向,根據(jù)流向比對法則會誤判為線路故障,造成保護(hù)的誤動作。

為了提高保護(hù)單元對故障區(qū)域判斷的準(zhǔn)確性,并為故障區(qū)域提供合理的聯(lián)跳隔離策略,本文利用支路電流方向與其所在母線的關(guān)系,提出方向預(yù)測法即保護(hù)單元通過故障電流的方向預(yù)測故障區(qū)域,選擇比對判斷區(qū)進(jìn)行流向比對。當(dāng)支路電流方向為負(fù)方向時,保護(hù)單元預(yù)測故障位于支路開關(guān)的線路側(cè),選擇線路比對判斷區(qū)內(nèi)各支路電流方向進(jìn)行比較,判斷為區(qū)內(nèi)故障后,跳開支路開關(guān)切除故障,并聯(lián)切線路對側(cè)支路開關(guān)實現(xiàn)故障的完全隔離。當(dāng)支路電流方向為正方向時,保護(hù)單元預(yù)測故障位于支路開關(guān)的母線側(cè),選擇母線比對判斷區(qū)內(nèi)各支路電流方向進(jìn)行比較,判斷為區(qū)內(nèi)故障后,跳開支路開關(guān)切除故障,并聯(lián)切同母線其他支路開關(guān)實現(xiàn)故障的完全隔離。

以開關(guān)S13、S14保護(hù)單元為例,當(dāng)發(fā)生如圖3（a）所示聯(lián)絡(luò)線故障時,S13保護(hù)單元判斷故障電流方向為負(fù)方向,預(yù)測故障區(qū)域位于其線路側(cè),S13保護(hù)單元選擇聯(lián)絡(luò)線作為比對判斷區(qū),根據(jù)流向比對法判斷為區(qū)內(nèi)故障后,跳開本開關(guān),并聯(lián)跳開關(guān)S23；S14保護(hù)單元判斷故障電流方向為正方向,預(yù)測故障區(qū)域位于母線側(cè),選擇換流站A母線作為比對判斷區(qū),根據(jù)流向比對法判斷為區(qū)外故障。當(dāng)發(fā)生如圖3（b）所示的母線故障時,S13、S14保護(hù)單元判斷故障電流方向為正方向,均預(yù)測故障區(qū)域位于母線側(cè),選擇換流站A母線作為比對判斷區(qū),根據(jù)流向比對法判斷為區(qū)內(nèi)故障后,跳開本開關(guān),并聯(lián)跳開關(guān)S11、S12。

在采用流向比對法判斷故障區(qū)域前,保護(hù)單元利用故障電流的方向預(yù)測故障區(qū)域,縮小了保護(hù)單元比對判斷的范圍,減小了保護(hù)單元對于非故障區(qū)域誤判的風(fēng)險,提高了直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)對故障判斷的選擇性,而且可以識別出故障區(qū)域類型,為故障區(qū)域的完全隔離提供合理的聯(lián)跳方案,有助于直流系統(tǒng)的故障定位和快速恢復(fù)。表1為直流配電網(wǎng)故障類型索引表?？紤]到電流的波動可能會頻繁啟動保護(hù)單元的方向判斷,保護(hù)單元設(shè)置電流方向判斷門檻Iset,支路電流小于電流方向判斷門檻,方向標(biāo)記為0。支路電流大于電流方向判斷門檻且流入母線,電流方向為正方向,標(biāo)記為1；反之,電流方向為負(fù)方向,標(biāo)記為?1。

表1 直流配電網(wǎng)故障類型索引表Table 1 I ndex table of fault types of DC distribution network

2.3 極值比較法

由于流向比對法和方向預(yù)測法均需要保護(hù)單元對故障電流方向的準(zhǔn)確判斷,因此正確的方向判斷是直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)的基礎(chǔ)。由上文分析可知,直流配電網(wǎng)LCR回路的存在,使得電容放電過程為零輸入響應(yīng)的二階暫態(tài)過程。在故障發(fā)生初始階段,各端口電容的能量會向故障點瞬間釋放,電容放電初始階段的電流方向即為故障電流方向。對于放電回路阻尼比較大的節(jié)點,保護(hù)單元檢測到的故障電流呈現(xiàn)非振蕩的過阻尼或臨界阻尼特征,電流方向在電容放電過程中始終保持不變即流向故障點,故而不會影響保護(hù)單元對故障電流方向的正確判斷。但是對于放電回路阻尼比較小的節(jié)點,保護(hù)裝置檢測到的故障電流會呈現(xiàn)振蕩的欠阻尼特征,即在電容向故障點放電后,由于放電回路中線路電感和電容之間不斷地充放電,會產(chǎn)生方向不斷變化的振蕩電流,這可能會造成保護(hù)單元對方向的誤判斷,進(jìn)而導(dǎo)致直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)的誤動作。

雖然放電回路中線路電感和電容可能會產(chǎn)生振蕩電流,但是由于線路電阻的存在,無論是過阻尼、臨界阻尼還是欠阻尼的故障暫態(tài)電流均呈現(xiàn)衰減的特征。為此,本文利用該特征提出極值比較法判斷故障電流方向,即通過對所采集到的故障電流幅值實時比較,保護(hù)單元將故障電流達(dá)到最大值時的方向判定為故障電流方向,即選擇電容放電初始階段的故障電流方向用于直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)故障判斷。采用極值比較法判斷故障電流方向,不僅可以有效地消除故障電流振蕩對方向判斷的干擾,使得直流網(wǎng)絡(luò)保護(hù)具備較強的抗干擾能力,而且可以防止故障電流幅值的快速衰減造成電流方向判斷困難。同時,由于故障電流主要為電容放電時所產(chǎn)生的沖擊性暫態(tài)電流,在極短時間內(nèi)可快速爬升到極值,因此保護(hù)單元在短時間內(nèi)就可以對故障電流的方向作出判定。

為進(jìn)一步提升保護(hù)單元對欠阻尼振蕩電流的抗干擾能力,電流方向判斷閾值Iset可依據(jù)極間短路故障時電流最大值進(jìn)行整定。本文令β=arctan(ω/δ),由欠阻尼二階振蕩電路特征可知,當(dāng)ωt=β時振蕩電流幅值達(dá)到最大,可以由此求出電流達(dá)到最大值的時刻tmax,如式（3）所示。

將tmax代入式（2）,便可計算出電容放電過程中,故障電流可達(dá)到的最大值,如式（4）所示。

式中:imax為故障電流的最大值；UN為直流配電網(wǎng)額定電壓。

考慮到系統(tǒng)參數(shù)等因素對故障電流幅值的抑制,出于提高保護(hù)判斷的靈敏性,Iset可設(shè)定為0.6 imax～0.7 imax。

3 直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)設(shè)計方案

3.1 直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)GOOSE組網(wǎng)

通過對直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)方法的介紹可知,配置于各支路開關(guān)上的保護(hù)單元獨立地采集故障電流、判斷故障特征以及識別故障區(qū)域,然而直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)的實現(xiàn)需要各保護(hù)單元獲取所在比對判斷區(qū)內(nèi)所有相鄰支路保護(hù)單元的故障電流方向信息,因此快速、方便、可靠地完成保護(hù)單元之間信息的傳遞成為直流網(wǎng)絡(luò)保護(hù)工程化應(yīng)用的關(guān)鍵因素。

對于多支路拓?fù)涞牡蛪号潆娋W(wǎng),若采用傳統(tǒng)的硬接線方式用于保護(hù)單元之間信息的傳遞,不僅接線復(fù)雜,而且由于繼電器出口時間以及開入防抖等因素,使得信息傳遞延時較長。鑒于上述問題,本文提出利用GOOSE技術(shù)傳遞保護(hù)單元之間的開關(guān)量等實時信息,實現(xiàn)直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)方案。GOOSE是IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)為設(shè)備之間開關(guān)量信息的快速傳輸制定的網(wǎng)絡(luò)協(xié)議,其高速、可靠、信息量大、易擴展等優(yōu)點已在數(shù)字化變電站工程得到應(yīng)用驗證［23-24］。通過在站內(nèi)設(shè)置專用的GOOSE交換機組建過程層GOOSE網(wǎng)絡(luò),保護(hù)單元之間利用該網(wǎng)絡(luò)完成開關(guān)量信息的傳遞。不同站的交換機之間則利用光纖實現(xiàn)“手拉手”方式的級聯(lián),構(gòu)建起站間信息鏈傳輸通道,用于保護(hù)單元之間信息的跨站傳遞。圖4為直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)GOOSE組網(wǎng)架構(gòu)。

圖4 直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)GOOSE組網(wǎng)架構(gòu)Fig.4 GOOSE network architecture of DC network protection

采用GOOSE通信用于保護(hù)單元之間開關(guān)量信息的傳遞,一方面減少了保護(hù)單元之間數(shù)據(jù)傳輸通道的數(shù)量,降低了數(shù)據(jù)傳輸?shù)膹?fù)雜度；另一方面縮短了保護(hù)單元之間信息交互的傳輸時延,為保護(hù)單元快速判斷故障提供了有利的條件。

3.2 直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)策略

通過結(jié)合本支路以及相鄰支路判斷出的故障信息,保護(hù)單元采用流向比對法理論上可以準(zhǔn)確識別出直流配電網(wǎng)系統(tǒng)中的故障區(qū)域。然而,雖然采用GOOSE通信技術(shù)使得保護(hù)單元之間信息傳輸?shù)难訒r大為縮短,但是低壓直流配電網(wǎng)的故障電流呈現(xiàn)出幅值變化快、持續(xù)時間短的特點。一方面,雖然各支路端口電容能量的瞬間釋放,使得保護(hù)單元在故障發(fā)生后可以快速檢測到極值電流,但是受到配電網(wǎng)系統(tǒng)參數(shù)的影響,不同支路故障電流幅值達(dá)到極值時刻可能出現(xiàn)不同,配置于不同支路的保護(hù)單元判斷出故障電流方向的時間可能出現(xiàn)不同步。另一方面,保護(hù)單元檢測到所在支路故障電流幅值越限的持續(xù)時間,可能會短于GOOSE傳輸延時,這樣便會出現(xiàn)保護(hù)單元接收到相鄰支路故障信息時,其所在支路的故障特征已消失的情況,造成保護(hù)單元判斷和接收的故障信息不同步,從而導(dǎo)致直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)的誤判斷。

針對上述情況,結(jié)合開關(guān)設(shè)備現(xiàn)有技術(shù)水平,本文提出“單支路即時記憶,多支路延時定位”的保護(hù)策略,即保護(hù)單元檢測到流過所在支路的故障電流超過電流方向判斷門檻Iset后,啟動方向判斷,利用極值比較法,對所在支路的故障電流方向作出即時判斷和記憶保持。一方面將判斷出的方向信息推送至GOOSE網(wǎng)絡(luò),另一方面采用方向預(yù)測法選定保護(hù)單元的比對判斷區(qū)。經(jīng)過保護(hù)動作延時Td后,保護(hù)單元對所選定的比對判斷區(qū)進(jìn)行流向比對。判定為故障區(qū)域后,通過保護(hù)動作以及GOOSE聯(lián)跳,實現(xiàn)故障的切除和隔離。為了保護(hù)單元的可靠判斷,保護(hù)動作延時Td可按照GOOSE正常傳輸最大延時的2倍進(jìn)行設(shè)定。圖5為直流網(wǎng)絡(luò)保護(hù)的故障判斷流程圖。

圖5 直流網(wǎng)絡(luò)保護(hù)故障判斷流程圖Fig.5 Flow chart of DC network protection fault judgment

采用“單支路即時記憶”的策略,保護(hù)單元對所在支路故障電流的特征進(jìn)行即時甄別,并對判斷出的故障特征記憶保存,消除了直流系統(tǒng)故障電流持續(xù)時間短,對保護(hù)判斷的不利影響,提高了故障識別的快速性。采用“多支路延時定位”的策略,雖然保護(hù)單元的動作時間有所滯后,但是保護(hù)單元是在獲得可靠信息后,再進(jìn)行比對判斷,合理地規(guī)避了多支路電流信息數(shù)據(jù)不同步的問題,提升了保護(hù)選擇的可靠性。通過低壓直流配電網(wǎng)的特點可知,常用的低壓直流斷路器開斷速度,根本無法在電源設(shè)備閉鎖前完成故障的切除和隔離,因此保護(hù)單元采用“多支路延時定位”的策略對保護(hù)效果的影響極低。

4 仿真驗證

在實時數(shù)字仿真器（RTDS）中搭建了如圖2所示的低壓直流配電網(wǎng)仿真模型,其中換流站A、B為電壓源換流器,模型的參數(shù)詳見附錄A表A2。本文模擬了圖3中所示的合環(huán)運行方式下直流配電網(wǎng)的聯(lián)絡(luò)線故障、母線故障和饋線故障。

圖6（a）為直流配電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線故障的動作波形。在A時刻當(dāng)發(fā)生如圖3（a）所示的聯(lián)絡(luò)線故障后,系統(tǒng)內(nèi)的電力電子設(shè)備在B時刻（故障發(fā)生后500μs左右）快速閉鎖,S11、S13、S23相關(guān)保護(hù)單元利用極值比較法分別判斷出所在支路故障電流為正方向、反方向、反方向,通過方向預(yù)測法分別選擇換流站A母線、聯(lián)絡(luò)線、聯(lián)絡(luò)線作為比對判斷區(qū)進(jìn)行流向比對。經(jīng)過保護(hù)動作延時后（延時定值為5 ms）,S11保護(hù)單元確定所在的比對判斷區(qū)內(nèi)S13的電流方向與其相反,S11保護(hù)單元判斷故障為區(qū)外故障,S11保護(hù)單元不動作。S13、S23保護(hù)單元所在的比對判斷區(qū)內(nèi),S13、S23的電流方向一致,S13、S23保護(hù)單元判斷故障為區(qū)內(nèi)故障在C時刻動作,將故障切除和隔離。

圖6 直流配電網(wǎng)故障波形Fig.6 Fault waveforms of DC distribution network

圖6（b）為直流配電網(wǎng)母線故障的動作波形。在A時刻當(dāng)發(fā)生如圖3（b）所示的母線故障后,系統(tǒng)內(nèi)的電力電子設(shè)備在B時刻（故障發(fā)生后500μs左右）快速閉鎖,S11、S13、S14、S23保護(hù)單元利用極值比較法分別判斷出所在支路故障電流為正方向、正方向、正方向、反方向,通過方向預(yù)測法分別選擇換流站A母線、換流站A母線、換流站A母線聯(lián)絡(luò)線作為比對判斷區(qū)進(jìn)行流向比對。經(jīng)過保護(hù)動作延時后（延時定值為5 ms）,S23保護(hù)單元確定所在的比對判斷區(qū)內(nèi)S13的電流方向與其相反,S23保護(hù)單元判斷故障為區(qū)外故障,S23保護(hù)單元不動作。S11、S13、S14保護(hù)單元所在的比對判斷區(qū)內(nèi),S11、S13、S14的電流方向一致,S11、S13、S14保護(hù)單元判斷故障為區(qū)內(nèi)故障在C時刻動作,將故障切除并發(fā)出聯(lián)跳命令。在D時刻（保護(hù)動作后2 ms）,S12保護(hù)單元接收到聯(lián)跳命令并動作,將故障完全隔離。

圖6（c）為直流配電網(wǎng)饋線故障的動作波形。在A時刻當(dāng)發(fā)生如圖3（c）所示的饋線故障后,系統(tǒng)內(nèi)的電力電子設(shè)備在B時刻（故障發(fā)生后500μs左右）快速閉鎖,S11、S12保護(hù)單元利用極值比較法分別判斷出所在支路故障電流為正方向、反方向,通過方向預(yù)測法分別選擇換流站A母線、S12所在線路作為比對判斷區(qū)進(jìn)行流向比對。經(jīng)過保護(hù)動作延時后（延時定值為5 ms）,S11保護(hù)單元確定所在的比對判斷區(qū)內(nèi)S12的電流方向與其相反,S11保護(hù)單元判斷故障為區(qū)外故障,S11保護(hù)單元不動作。S12保護(hù)單元所在的比對判斷區(qū)內(nèi)僅有1種電流方向,S12保護(hù)單元判斷故障為區(qū)內(nèi)故障在C時刻動作,將故障切除和隔離。

附錄A表A3為直流配電網(wǎng)故障開關(guān)動作記錄。

5 結(jié)語

本文根據(jù)低壓直流配電網(wǎng)的故障特點,提出直流網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)方案。方案采用流向比對法、極值比較法、方向預(yù)測法以及“單支路即時記憶,多支路短時定位”的保護(hù)策略,實現(xiàn)故障類型快速識別以及故障區(qū)域可靠隔離,具備較強的適應(yīng)性、選擇性、靈敏性以及可靠性。利用RTDS仿真平臺,對直流配電網(wǎng)3種典型故障進(jìn)行模擬,保護(hù)方案的正確性得到了驗證。直流網(wǎng)絡(luò)保護(hù)可以在300μs之內(nèi)捕獲故障特征,在5 ms之內(nèi)實現(xiàn)故障的識別。本文所提的保護(hù)方案已經(jīng)于2018年10月在中國蘇州某工程得到應(yīng)用,現(xiàn)場多次正確切除故障。

本文設(shè)計的保護(hù)方案在MMC直流配電網(wǎng)系統(tǒng)中的適用性仍有待進(jìn)一步研究。