基于電流暫態量的分布式直流配電網保護方案

劉永生，陳 俊，，李 娟，侯 煒，酈君婷，徐青山

（1.南瑞集團有限公司（國網電力科學研究院有限公司）,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.國網江蘇省電力有限公司電力科學研究院,江蘇省南京市211103；4.國網江蘇省電力有限公司蘇州供電公司,江蘇省蘇州市215002；5.東南大學電氣工程學院,江蘇省南京市210096）

0 引言

近年來,低壓直流配電網作為小型、就地化的電力系統成為配電網研究的熱點。相較于交流配電網,低壓直流配電網控制更加簡單,新能源、儲能設備以及直流負荷接入環節更少,非常適合作為分布式新能源并網的接入載體［1-6］。目前,低壓直流配電網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,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勢,但是依然有許多問題困擾其快速發展。其中,切實可行的繼電保護已經成為阻礙低壓直流配電網廣泛應用的關鍵問題之一［7］。近年來,有學者提出了電壓/電流保護法［8-9］、邊 界 保 護 法［10］、縱 聯 電 流 差 動 保 護 法 等 方法［11-14］,但是這些方法基本上是依據交流供電系統或者高壓直流輸電系統的特征進行設計,未充分考慮到故障電流持續時間短、故障電流振蕩、系統運行方式多變等低壓直流配電網故障特征。

文獻［8-9］中提出根據電流/電壓幅值或者變化率的變化對故障進行判斷。然而,故障電流持續時間短使得電壓/電流保護的選擇性難以保證,尤其對于多層、多級、多環的復雜配電網。利用線路邊界元件,文獻［10］中提出了低壓直流配電網的邊界保護法。然而該方法實現條件較為苛刻,即傳輸線路兩端需裝設直流電抗器。對于低壓直流配電網來說,大量電抗器的存在意味著成本的上升以及系統運行效率的下降。文獻［11-12］提出了采用縱聯電流差動保護實現直流配電網故障線路的定位。雖然差動保護原理判別故障的可靠性較高,但是直流配電網故障電流幅值變化快、持續時間短,使得線路兩側保護單元數據同步要求高,縱聯差動保護誤動作或者拒動的風險大。文獻［13-14］中提出通過故障電流的方向信息判別故障區間。然而,低壓直流配電網故障電流呈現快速的非周期衰減的特點,故障時系統結構參數決定了故障電流的阻尼狀態,特別是當故障電流呈現欠阻尼狀態時,故障電流的過零點振蕩可能會影響保護單元對電流方向的正確判斷。

本文分析了兩電平VSC型低壓直流配電網的故障特點,并依此提出了利用通用面向對象變電站事件（GOOSE）通信技術傳遞保護單元之間信息的直流網絡保護方案。

1 低壓直流配電網故障特征

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

1）故障電流持續時間短。直流配電網內幾乎任一電源以及負荷節點,均配置用于能量變換和調節的電力電子設備,電力電子設備通常會采用可控器件如絕緣柵雙極型晶體管（IGBT）。在現有技術條件下,可控器件設計的耐流能力一般為額定電流的1.5～2倍。然而直流系統發生如極間短路等嚴重故障時,故障電流可快速達到額定電流的5倍以上。電力電子設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斷,但是可控器件上的續流二極管不具備關斷能力,使得電源節點依然可以通過續流二極管的不控整流向故障點持續饋入電流［16］。為此,電力電子設備與低壓直流配電網之間通常會配置隔斷設備如固態斷路器、故障限流器等,在數毫秒完成故障電流的自清除。可控器件的快速關斷以及隔斷設備對故障電流的快速自清除,使得故障電流持續時間極短,其對保護單元的故障判斷以及故障區域的正確識別提出了挑戰。

2）電源/負荷角色模糊。為了濾波和建立穩定的輸出電壓,電源/負荷節點的電力電子設備在直流輸出端口往往會配置電容。在故障發生瞬間,各節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,產生極大的沖擊性暫態電流。不同于交流配電系統只有電源節點會向故障點提供短路電流,直流配電系統發生故障后,配置電力電子設備的電源和負荷節點均會因端口電容放電向故障點提供極大的沖擊性電流,其為保護單元對故障區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,在故障發生后,隔斷設備可快速實現電源節點與直流配電網之間的隔離。這樣,無論負荷節點還是電源節點在故障發生時,所提供的電流主要由端口電容放電產生。由于直流配電網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的二階暫態過程［17］,如式（1）所示。

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

可見,低壓直流配電網故障電流主要為電容放電電流,其阻尼狀態由放電回路的結構參數決定。當發生極間短路等嚴重故障時,故障電流可能會呈現振蕩衰減的欠阻尼特性,電流方向的不斷變化,極易影響保護單元對故障區域的正確判斷。

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故障的切斷和隔離,分別是純機械斷路器、固態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參數對比。

綜合考慮成本、安裝、運維以及應用推廣等因素,低壓直流配電網的直流斷路器目前普遍采用純機械斷路器。這使得在現有技術條件下,面對可控器件百微秒的脈沖閉鎖以及隔斷設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）配電網運行方式和節點狀態的不確定。電力電子設備具備較高的可控性,可根據直流配電網功率、電壓等性能指標,對電源、負荷、儲能等節點的能量流向進行實時調節［19-20］。高可控的電力電子設備在實現直流配電網內能源合理分配的同時,也導致了故障時刻各節點運行狀態的不可預測。同時,隨著新能源的大量接入,獨立的微網系統逐漸增多,未來直流配電網可根據電源節點的狀態,支持并網運行、離網運行、多電源合環運行、多電源分列運行等多種運行方式的自適應切換［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的韌性,但是也會導致故障時刻直流配電網運行方式的不可預知。直流配電網運行方式以及各節點運行狀態的高度不確定,造成直流配電網內電流的潮流方向隨機性強,為保護方案的設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,特別是運行層級多、運行方式多的復雜網架,存在故障電流持續時間短、故障時刻電容放電點多、故障電流方向和幅值變化性強、系統運行方式以及各節點狀態確定難等特點,傳統的保護方案很難實現直流配電網故障區域的準確定位和隔離。

2 直流網絡保護方法

2.1 流向比對法

通過上文分析可知,當直流配電網發生故障時,不僅電源節點支路可以檢測到短時的故障電流,負荷節點支路也可能會因為節點運行狀態變化以及電容放電等因素,檢測到較大的短時越限電流。直流配電網系統故障電流的多源性和短時性,使得保護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域。

根據基爾霍夫電流定律,任何時刻,對任一節點,所有流向節點的電流之和等于流出節點的電流之和。以被保護區域（母線、線路）作為節點進行分析,當故障發生時,對于故障區域,區內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域；對于非故障區域,區內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域,如圖1所示,其中綠色為非故障區域,紅色為故障區域,單箭頭線為流入被保護區域的電流,雙箭頭線為流出被保護區域的電流。

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

依據上述故障區域判別原理,本文提出流向比對法,即以各支路的開關為邊界,以被保護區域為節點,以保護對象為類型,將整個直流配電網劃分為兩類比對判斷區域,即母線比對判斷區和線路比對判斷區,保護單元通過比較比對判斷區內各支路的電流方向,識別出故障區域,如圖2所示。

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

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

當發生如圖3（b）所示K2點母線故障,開關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1內3條支路只有1種電流方向,判定故障位于開關S11、S13、S14之間的母線；對于聯絡線,開關S23所在支路電流流出所在母線（即為負方向）,其與開關S13所在支路電流方向相反,則聯絡線所在的線路比對判斷區1屬于非故障區；換流站B母線分析與圖3（a）一致,此處不作贅述。

當發生如圖3（c）所示K3點饋線故障,開關S12所在支路電流流出所在母線（即為負方向）,線路比對判斷區2內只有1種電流方向,判定故障位于開關S12的饋線；換流站A、B母線分析與圖3（a）一致,聯絡線分析與圖3（b）一致,此處不做贅述。

2.2 方向預測法

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

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

為了提高保護單元對故障區域判斷的準確性,并為故障區域提供合理的聯跳隔離策略,本文利用支路電流方向與其所在母線的關系,提出方向預測法即保護單元通過故障電流的方向預測故障區域,選擇比對判斷區進行流向比對。當支路電流方向為負方向時,保護單元預測故障位于支路開關的線路側,選擇線路比對判斷區內各支路電流方向進行比較,判斷為區內故障后,跳開支路開關切除故障,并聯切線路對側支路開關實現故障的完全隔離。當支路電流方向為正方向時,保護單元預測故障位于支路開關的母線側,選擇母線比對判斷區內各支路電流方向進行比較,判斷為區內故障后,跳開支路開關切除故障,并聯切同母線其他支路開關實現故障的完全隔離。

以開關S13、S14保護單元為例,當發生如圖3（a）所示聯絡線故障時,S13保護單元判斷故障電流方向為負方向,預測故障區域位于其線路側,S13保護單元選擇聯絡線作為比對判斷區,根據流向比對法判斷為區內故障后,跳開本開關,并聯跳開關S23；S14保護單元判斷故障電流方向為正方向,預測故障區域位于母線側,選擇換流站A母線作為比對判斷區,根據流向比對法判斷為區外故障。當發生如圖3（b）所示的母線故障時,S13、S14保護單元判斷故障電流方向為正方向,均預測故障區域位于母線側,選擇換流站A母線作為比對判斷區,根據流向比對法判斷為區內故障后,跳開本開關,并聯跳開關S11、S12。

在采用流向比對法判斷故障區域前,保護單元利用故障電流的方向預測故障區域,縮小了保護單元比對判斷的范圍,減小了保護單元對于非故障區域誤判的風險,提高了直流網絡化保護對故障判斷的選擇性,而且可以識別出故障區域類型,為故障區域的完全隔離提供合理的聯跳方案,有助于直流系統的故障定位和快速恢復。表1為直流配電網故障類型索引表。考慮到電流的波動可能會頻繁啟動保護單元的方向判斷,保護單元設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,標記為1；反之,電流方向為負方向,標記為?1。

表1 直流配電網故障類型索引表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測法均需要保護單元對故障電流方向的準確判斷,因此正確的方向判斷是直流網絡化保護的基礎。由上文分析可知,直流配電網LCR回路的存在,使得電容放電過程為零輸入響應的二階暫態過程。在故障發生初始階段,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點,保護單元檢測到的故障電流呈現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點,保護裝置檢測到的故障電流會呈現振蕩的欠阻尼特征,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,會產生方向不斷變化的振蕩電流,這可能會造成保護單元對方向的誤判斷,進而導致直流網絡化保護的誤動作。

雖然放電回路中線路電感和電容可能會產生振蕩電流,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電流均呈現衰減的特征。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,保護單元將故障電流達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絡化保護故障判斷。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,使得直流網絡保護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生的沖擊性暫態電流,在極短時間內可快速爬升到極值,因此保護單元在短時間內就可以對故障電流的方向作出判定。

為進一步提升保護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可依據極間短路故障時電流最大值進行整定。本文令β=arctan(ω/δ),由欠阻尼二階振蕩電路特征可知,當ωt=β時振蕩電流幅值達到最大,可以由此求出電流達到最大值的時刻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為直流配電網額定電壓。

考慮到系統參數等因素對故障電流幅值的抑制,出于提高保護判斷的靈敏性,Iset可設定為0.6 imax～0.7 imax。

3 直流網絡化保護設計方案

3.1 直流網絡化保護GOOSE組網

通過對直流網絡化保護方法的介紹可知,配置于各支路開關上的保護單元獨立地采集故障電流、判斷故障特征以及識別故障區域,然而直流網絡化保護的實現需要各保護單元獲取所在比對判斷區內所有相鄰支路保護單元的故障電流方向信息,因此快速、方便、可靠地完成保護單元之間信息的傳遞成為直流網絡保護工程化應用的關鍵因素。

對于多支路拓撲的低壓配電網,若采用傳統的硬接線方式用于保護單元之間信息的傳遞,不僅接線復雜,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技術傳遞保護單元之間的開關量等實時信息,實現直流網絡化保護方案。GOOSE是IEC 61850標準為設備之間開關量信息的快速傳輸制定的網絡協議,其高速、可靠、信息量大、易擴展等優點已在數字化變電站工程得到應用驗證［23-24］。通過在站內設置專用的GOOSE交換機組建過程層GOOSE網絡,保護單元之間利用該網絡完成開關量信息的傳遞。不同站的交換機之間則利用光纖實現“手拉手”方式的級聯,構建起站間信息鏈傳輸通道,用于保護單元之間信息的跨站傳遞。圖4為直流網絡化保護GOOSE組網架構。

圖4 直流網絡化保護GOOSE組網架構Fig.4 GOOSE network architecture of DC network protection

采用GOOSE通信用于保護單元之間開關量信息的傳遞,一方面減少了保護單元之間數據傳輸通道的數量,降低了數據傳輸的復雜度；另一方面縮短了保護單元之間信息交互的傳輸時延,為保護單元快速判斷故障提供了有利的條件。

3.2 直流網絡化保護策略

通過結合本支路以及相鄰支路判斷出的故障信息,保護單元采用流向比對法理論上可以準確識別出直流配電網系統中的故障區域。然而,雖然采用GOOSE通信技術使得保護單元之間信息傳輸的延時大為縮短,但是低壓直流配電網的故障電流呈現出幅值變化快、持續時間短的特點。一方面,雖然各支路端口電容能量的瞬間釋放,使得保護單元在故障發生后可以快速檢測到極值電流,但是受到配電網系統參數的影響,不同支路故障電流幅值達到極值時刻可能出現不同,配置于不同支路的保護單元判斷出故障電流方向的時間可能出現不同步。另一方面,保護單元檢測到所在支路故障電流幅值越限的持續時間,可能會短于GOOSE傳輸延時,這樣便會出現保護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,造成保護單元判斷和接收的故障信息不同步,從而導致直流網絡化保護的誤判斷。

針對上述情況,結合開關設備現有技術水平,本文提出“單支路即時記憶,多支路延時定位”的保護策略,即保護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網絡,另一方面采用方向預測法選定保護單元的比對判斷區。經過保護動作延時Td后,保護單元對所選定的比對判斷區進行流向比對。判定為故障區域后,通過保護動作以及GOOSE聯跳,實現故障的切除和隔離。為了保護單元的可靠判斷,保護動作延時Td可按照GOOSE正常傳輸最大延時的2倍進行設定。圖5為直流網絡保護的故障判斷流程圖。

圖5 直流網絡保護故障判斷流程圖Fig.5 Flow chart of DC network protection fault judgment

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

4 仿真驗證

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

圖6（a）為直流配電網聯絡線故障的動作波形。在A時刻當發生如圖3（a）所示的聯絡線故障后,系統內的電力電子設備在B時刻（故障發生后500μs左右）快速閉鎖,S11、S13、S23相關保護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,通過方向預測法分別選擇換流站A母線、聯絡線、聯絡線作為比對判斷區進行流向比對。經過保護動作延時后（延時定值為5 ms）,S11保護單元確定所在的比對判斷區內S13的電流方向與其相反,S11保護單元判斷故障為區外故障,S11保護單元不動作。S13、S23保護單元所在的比對判斷區內,S13、S23的電流方向一致,S13、S23保護單元判斷故障為區內故障在C時刻動作,將故障切除和隔離。

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

圖6（b）為直流配電網母線故障的動作波形。在A時刻當發生如圖3（b）所示的母線故障后,系統內的電力電子設備在B時刻（故障發生后500μs左右）快速閉鎖,S11、S13、S14、S23保護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母線聯絡線作為比對判斷區進行流向比對。經過保護動作延時后（延時定值為5 ms）,S23保護單元確定所在的比對判斷區內S13的電流方向與其相反,S23保護單元判斷故障為區外故障,S23保護單元不動作。S11、S13、S14保護單元所在的比對判斷區內,S11、S13、S14的電流方向一致,S11、S13、S14保護單元判斷故障為區內故障在C時刻動作,將故障切除并發出聯跳命令。在D時刻（保護動作后2 ms）,S12保護單元接收到聯跳命令并動作,將故障完全隔離。

圖6（c）為直流配電網饋線故障的動作波形。在A時刻當發生如圖3（c）所示的饋線故障后,系統內的電力電子設備在B時刻（故障發生后500μs左右）快速閉鎖,S11、S12保護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,通過方向預測法分別選擇換流站A母線、S12所在線路作為比對判斷區進行流向比對。經過保護動作延時后（延時定值為5 ms）,S11保護單元確定所在的比對判斷區內S12的電流方向與其相反,S11保護單元判斷故障為區外故障,S11保護單元不動作。S12保護單元所在的比對判斷區內僅有1種電流方向,S12保護單元判斷故障為區內故障在C時刻動作,將故障切除和隔離。

附錄A表A3為直流配電網故障開關動作記錄。

5 結語

本文根據低壓直流配電網的故障特點,提出直流網絡化保護方案。方案采用流向比對法、極值比較法、方向預測法以及“單支路即時記憶,多支路短時定位”的保護策略,實現故障類型快速識別以及故障區域可靠隔離,具備較強的適應性、選擇性、靈敏性以及可靠性。利用RTDS仿真平臺,對直流配電網3種典型故障進行模擬,保護方案的正確性得到了驗證。直流網絡保護可以在300μs之內捕獲故障特征,在5 ms之內實現故障的識別。本文所提的保護方案已經于2018年10月在中國蘇州某工程得到應用,現場多次正確切除故障。

本文設計的保護方案在MMC直流配電網系統中的適用性仍有待進一步研究。