基于电流微分量的多端直流配 电网保护策略研究

陈小军，靳一林，顾博川，潘凯岩

(1.广东电网有限责任公司电力科学研究院，广东 广州 510080，2.东方电子股份有限公司，山东 烟台 221116)

随着分布式能源渗透率越来越高以及智能家居使用率的不断提升，直流微电网的应用日益广泛。直流微电网接入设备变化大、电源种类多，形成了网架复杂的多端直流配电系统[1-4]。但直流配电网中接入的分布式电源间歇性、随机性强，所以传统保护方案在多端直流配电网中应用效果不佳[5-10]。

传统直流配电网的保护通常利用直流熔断器和固态断路器作为保护器件。直流熔断器只能实现简单的选择，无法满足日益复杂的网架结构[11-13]；固态断路器造价高、经济性差，影响了直流微电网的推广应用。传统保护方案难以适应直流微电网多变的运行方式，保护整定困难重重[14-17]。

本文利用串联电抗器可提供电流微分量的特点，提出了一种基于电流微分量的多端直流系统保护方案。通过在该系统的各条线路两端装设线路串联感抗器实现故障短路电流的微分量获取，利用单端电流最大微分量区分本侧母线、本侧馈线、相邻母线和相邻馈线等故障类型，并将单端故障信息上传；综合分析后实现多端直流配电系统的故障定位，并利用断路器和隔离开关的配合投切实现故障隔离。

1 多端直流配电系统

本文应用串联电抗器构建了典型的多端直流环网配电系统，如图1所示。该系统由4条直流母线构成，每条母线通过隔离开关(QS)连接负荷和相邻母线，通过断路器(QF)连接分布式能源(光伏电源、风机电源)、蓄电池组和交流配电网。本地电源优先实现就地消纳，电源不足的负荷点通过线路得到电能补给，微电网整体电量不足则通过交流配电网供给。

图1 多端直流配电系统短路故障类型示意图Fig.1 Short-circuit fault types of multi-terminal DC distribution system

直流配电网保护策略研究直流母线和电源点之间使用固态变压器(DC/DC、AC/DC)和断路器连接，母线与负荷及线路出口均安装了隔离开关。相邻母线之间的电缆上安装了串联电抗器，正常运行时，串联电抗器对直流电流不产生影响，当发生接地故障时，可限制短路电流并提供短路电流微分量。

本文设置了以下故障类型：直流母线1短路故障F1；直流母线1和2之间线路短路故障F2；直流母线2短路故障F3；直流母线1和直流母线3之间线路短路故障F4；直流母线2和4之间的线路短路故障F5；连接负荷的直流母线3短路故障F6。

2 短路电流分析和保护方案

2.1 故障短路电流分析

多端直流配电系统的故障类型分为2类：一类是母线故障，例如故障F1、F3和F6；另一类为线路故障，例如故障F2、F4和F5。以F1和F2为例，分析母线故障和线路故障的区别。

图2表示故障F1和装设了不同串联电抗器的故障F2短路电流时间变化。当串联电抗器电感值L=0.02 mH时，F2a(串联电抗器电感值L=0.02 mH时故障F2)与F1的短路电流幅值、峰值时间和增长率接近，故障类型难以区分；当L=0.5 mH时，F1与F2c(串联电抗器电感值L=0.5 mH时故障F2)短路电流曲线区别明显，但F2c短路电流曲线无明显峰值，故障识别困难；当L=0.1 mH时，F1和F2b(串联电抗器电感值L=0.1 mH时故障F2)短路电流曲线区别明显，且F2b短路电流曲线有明显峰值，故障类型识别容易，所以本文选用加装的串联电抗器L为0.1 mH。

图2 故障F1和加装不同串联电抗器的故障F2短路 电流对照曲线Fig.2 Comparison of fault F1 and fault F2 with different series reactors

故障电流实时值分别受到线路故障与出口的距离、短路电阻等因素的影响，因此难以区分故障类型，无法作为保护动作的判据。图表示故障F1和故障F2下短路电流对时间的微分量变化曲线。由图3可见，故障F1下的短路电流微分量峰值比故障F2下的短路电流微分量峰值的差异较大，可明显区分2种短路故障类型。

图3 故障F1和故障F2短路电流微分值变化曲线Fig.3 Variation curves of short-circuit current differential values of fault F1 and fault F2

2.2 保护方案

2.2.1 保护策略

如图4所示,每侧的保护单元通过2层电气量判别故障类型，一层为基于本地电气量信息的初始判断，另一层是基于多端配电系统全局信息的高级判断。先判定是否为本侧母线故障，若是，则待断路器动作后，本侧所有隔离开关动作以隔离故障，且保持本侧断路器断开，待故障隔离后其他侧断路器闭合恢复供电；若非本侧母线故障，结合其他侧短路电流微分量信息，判别是否为本侧线路。若是则对应线路隔离开关断开，各侧断路器等待隔离完毕后闭合以恢复供电；若非本侧线路故障，则根据其他侧保护信息，判别是否为相邻母线故障。如果为相邻母线故障，待故障隔离后断路器闭合恢复供电；若为相邻线路故障，断路器动作而隔离开关不动作，待故障隔离后断路器闭合恢复供电。

图4 保护单元动作策略Fig.4 Protection unit action strategy

2.2.2 保护流程

如图5所示，通过对本次短路电流微分量来区分母线故障还是线路故障。当发生母线故障时，断开本次所有的隔离开关，完成故障隔离并发送故障隔离完成信息，其他母线恢复正常供电。当发生线路故障时，如果是本侧线路故障，则断开相应的隔离开关，并等待对侧隔离开关断开后，闭合断路器恢复供电；当发生相邻线路故障时，等待故障隔离完成信息，闭合断路器恢复供电。

图5 多端直流配电系统的保护流程Fig.5 Protection process of multi-terminal DC distribution system

2.2.3 保护时序

如图6所示，当发生故障时，保护单元进行故障检测，确定为故障时，断路器动作，同时保护单元根据各侧短路电流微分量识别故障类型，隔离开关根据故障定位信息进行故障隔离，各侧故障隔离完毕后经过一定延时断路器闭合恢复供电。

t0、t1、t2、t3、t4、t5分别为故障发生、检测、清除、定位、隔离及断路器闭合恢复供电时刻。图6 多端直流配电系统的保护时序图Fig.6 Protection sequence diagram of multi-terminal DC distribution system

3 仿真算例

3.1 母线故障

下面以故障F1为例，验证母线故障时的保护动作情况。正常工作时，母线1侧电源和母线2侧电源负责供给所有负荷的电能，母线4侧直流蓄电池不提供电能。

当直流母线1发生短路故障时，如图7所示，经5.15 ms后，断路器切断各侧电源，母线2电压UBus2在断路器动作时下降到0，光伏电源侧DC-DC变换器的电流ipv出现短路峰值，随着断路器的动作，下降到0；经11.3 ms后，断路器切断各侧电源完成故障隔离，断路器恢复供电。交流配电网侧的AC-DC变换器的电流iAC出现短路峰值，随着断路器的动作，短路电流下降到0，之后恢复供电，iAC回复到正常的负荷电流，且比之前稍大，原因是光伏电源侧电源被切断，母线3侧的部分负荷由母线2侧的电源转供。由图7中直流蓄电池电流iBA曲线可知，母线3侧直流蓄电池在故障隔离恢复供电后开始为系统供能。母线2侧的负荷电压Ul2从318 V最低下降到308 V，降比为3.7%，压降不明显，保证了系统供电的可靠性。

图7 F1故障仿真结果Fig.7 Simulation results of fault F1

3.2 线路故障

下面以故障F2为例，验证线路故障时的保护动作情况。正常工作时光伏电源主要提供负荷1的电能，部分转供负荷2和负荷4。故障点设置在母线1至母线2出现距离母线1出口10 m处。

如图8所示，发生短路故障时，母线1电压UBus1在断路器动作时下降到0，母线1侧ipv出现短路峰值，母线2侧iAC出现短路峰值。经5.08 ms后，断路器切断各侧电源，故障线路2侧隔离开关动作，经11.7 ms完成故障隔离，断路器动作恢复供电。负荷电压Ul1从318 V最低下降到307 V，降比为3.6%，保证了系统的供电可靠性。

图8 F2故障仿真结果Fig.8 Simulation results of fault F2

4 结束语

本文分析了多端直流配电系统的短路电流特性，利用获取的短路电流微分量，区分母线故障和线路故障，并通过断路器和隔离开关投切配合的保护方案，实现故障切除、故障隔离和恢复供电；同时，以母线故障和线路故障为算例进行仿真计算，结果表明当系统发生母线故障或者线路故障时，保护方案能够可靠动作并及时切除故障，从而完成故障隔离和快速回复供电，且全过程负荷电压降控制在合理范围。该保护策略既满足供电的稳定性和可靠性要求，又不需要加装额外的电气设备，节约了微电网的构建成本。