基于电流信息的三端环形直流配电网保护策略

马 鋆

(安徽理工大学 电气与信息工程学院，安徽 淮南 232001)

0 引 言

时代飞速发展伴随着环境破坏和能源匮乏问题的日益突出。在城市配电网系统中，相对于传统交流配电网，直流配电网逐渐体现出造价成本低、供电可靠性高、线路传输损耗小等优势[1]。与此同时，直流配电网也面临着发生故障时，故障电流大且上升速度快等问题。目前，国内外对直流配电网的研究尚处于起步阶段，因此对于直流配电网故障保护策略研究的需求愈发迫切[2-3]。

直流配电网保护主要有两种形式，其一是基于固定区域的单元式保护，如传统的过电流和差动保护；其二是基于非固定区域的非单元式保护，如微分欠压保护、行波保护和电流变化率保护等[4]。国内外大量文献也对上述各种保护策略做过研究和改进。文献[5]根据处于不同母线处的换流器并联电容之间的放电特征差异，设计出以电流微分变化限值为判据的方法；文献[6]提出适用于双端直流配电网的基于本地测量的反时限电流方差保护方案，以电流方差代替电流值作为故障判据；文献[7]通过判定单端电流最大微分量是否达到限值以及电流方向信息来区分各种故障类型；文献[8]以电压突变量和电流突变量方向特征结合构成保护原理；文献[9]通过比较相邻监测点电流极性实现配电网故障定位；文献[10]以电流突变量斜率方向作为故障表征量，区分区内外故障；文献[11]提出先闭锁后隔离故障的顺序，闭锁后由于直流线路只存在流向故障点的放电电流，根据放电电流方向可判断故障线路，但只对辐射状系统进行验证，且缺乏发生换流器无法闭锁时保护拒动的保护手段。

本文在此基础上提出基于电流方向信息为主保护和电流变化率信息为后备保护的三端环形直流配电网保护策略，主保护系统在故障暂态下，以电流方向信息为启动判据，判断并隔离故障线路；当主保护出现闭锁故障拒动时，后备保护根据线路两端电流变化率极性关系区分区内外故障，实现故障判别和隔离。

1 系统结构与基本器件

1.1 直流配电网的拓扑结构

目前直流配电网的拓扑结构主要有3种形式:单端辐射状、双端手拉手状以及多端环状拓扑结构。其中，单端辐射状配电网由于只有单端电源供电，当直流母线或高电压等级线路发生故障时，会导致大面积停电和电网瘫痪，供电可靠性低；而双端手拉手状配电网在一端发生故障时，可由另一端电源作为备用电源，保证正常线路的供电。随着社会发展，新型用电设备层出不穷，用电负荷增长和城市配电网规模逐渐扩大，对供电的可靠性要求更高，此时多端型直流配电网便具有良好的应用前景[12]。目前，国内外研究较多的是的双端配电网，对于多端型配电网的研究相对较少，故本文选择三端环形拓扑结构的直流配电网作为研究对象。该系统由三端交流源经MMC换流器与直流母线相连接，线路首末端配备分段器、直流断路器和电流信息检测模块等设备，电源电压等级为10 kV，直流母线极间电圧为20 kV，构成可以稳定运行的三端环形直流配电网，如图1所示。

图1 三端环形直流配电网拓扑结构Fig. 1 Topology structure of three-terminal annular DC distribution network

1.2 MMC的基本工作原理和故障暂态过程

1.2.1 MMC的拓扑结构

如图2(a)所示为常见的三相MMC主电路拓扑结构，ABC三相接入三相电压电网，每相由上、下两个桥臂组成，共6个桥臂，每个桥臂由N个结构相同的子模块和一个桥臂电感串联而成，桥臂电感可进一步改进成电抗器，以减少谐波和抑制故障暂态下的冲击电流，提高系统可靠性。Udc为直流侧电压。图2(b)为三相MMC子模块半桥拓扑结构，子模块主要由两个IGBT开关管和一个储能电容组成。

(a) MMC主电路拓扑结构

(b) MMC子模块结构图2 MMC主电路及子模块结构Fig. 2 MMC main circuit and sub-module structure

1.2.2 MMC的基本工作原理

MMC的工作原理主要根据子模块IGBT开关方式组合可分为3种工作模式:

T1，T2都处于闭锁状态，正向电流通过时，对子模块电容充电，反向电流通过时，电容处于旁路状态，此模式称为闭锁模式。

T1处于导通、T2处于闭锁状态，正向电流通过时，对子模块电容充电，反向电流通过时，子模块电容放电，此模式称为投入模式。

T1处于闭锁、T2处于导通状态，正向和反向电流通过时，子模块电容都处于旁路状态，此模式称为切除模式。

在MMC工作时，通过控制每相上下桥臂子模块的工作模式和使用数量，叠加各子模块输出电压和调整上下桥臂电压间的比率，再通过NLM控制策略以达到在交流侧得到期望的多电平阶梯电压输出，并且实现在直流侧得到幅值约为恒定不变的Udc电压值[15]。

1.2.3 MMC故障暂态过程

MMC子模块在故障时主要经历3个阶段状态，分别为电容放电阶段、不受控整流阶段和不受控整流稳定阶段。

电容放电阶段:电容放电阶段主要为闭锁前处于投入模式下的子模块电容放电，子模块电容以及线路电感电阻构成二阶RLC放电电路，此时直流电流都上升迅速，电压迅速下降。

不受控整流阶段：不受控整流阶段开始时，IGBT闭锁，交流测电源通过反并联二极管续流与桥臂电抗残存能量以及子模块电容同时向故障点放电。

不受控整流稳定阶段：经历不受控整流稳定阶段时，因为子模块电容和桥臂电抗残存能量放电逐渐衰减为0，此时仅有交流侧电源放电，形成稳态故障电流。由于直流配电网不论发生单极接地故障或者极间短路故障时，故障电流都上升迅速，交流侧相当于三相短路，对电力系统危害极大，所以应当在换流器闭锁后，在短时间内，通过直流断路器将故障线路切断隔离，保护直流配电网系统安全运行。

2 保护策略原理及启动判据

2.1 基于电流方向的主保护

根据换流器故障暂态下的放电特性，先将换流器闭锁，停止各端功率传输，设计主保护系统。如图3，图3中有1，2，3三个换流站，1为送端，2和3为受端，设定电流从电源侧流入线路电流方向为正，反之，从线路流向电源侧方向为负。

设检测到的线路电流分为首端IF和末端IE，电流方向为正设为A，为负设为B，则可设立主保护判据：

(1)

(2)

如果

(DIF)·(DIE)=1x∈{A,B}

(3)

则为区内故障，断路器动作；反之为-1，则为区外故障断路器不动作。

图3 故障线路电流流向Fig. 3 Current flow of fault line

系统正常运行下，线路L3首端电流方向DIF经检测为从母线M1流入线路L3，由式(1)得DIF值为1；末端电流方向DIE为从线路L3流入母线M3，由式(2)得DIE值为-1。此时式(3)值为-1，依照保护判据，断路器不动作，系统正常运行。如图3所示，假设线路L3上F处发生极间短路故障，此时三端换流器闭锁，换流器电容向故障点放电，流入负极形成故障电流回路。线路L3的DIF值为1，而DIE值也为1，此时式(3)值DIE为1，依照保护判据，断路器动作，并且启动隔离开关。由于线路L1和线路L2电流流向都从换流器2流向故障点，式(3)值都为-1，故线路L1和线路L2上的断路器不动作，从而切断并隔离故障线路，待故障恢复后，可保持非故障线路正常运行。

2.2 基于电流变化率的后备保护

当发生换流器闭锁故障时，主保护拒动，此时线路中不仅只有故障电流，为方便分析，仅分析双端系统，根据叠加原理得到等效电路如图4所示。

(a) 正常运行下双端等效电路 (b) 区内故障

(c) 整流侧区外故障 (d) 逆变侧区外故障

与主保护原理相似，参考方向都以电源侧流向线路电流方向为正，但设故障电流突变量变化率极性为故障表征量，如图4(a)所示，正常运行情况下，IR=-II，两侧为等效整流侧和逆变侧电源。

则不同故障暂态下有:

当发生区内故障时，两侧突变电流方向相同，ΔIR和ΔII都为正值，即ΔIR>0，ΔII>0；当整流侧发生区外故障时，两侧突变电流方向相反，即ΔIR<0，ΔII>0；当逆变侧发生区外故障时，两侧突变电流方向仍相反，即ΔIR>0，ΔII<0。

由于电气量较集中于低频带，故对信号做低频处理后，得到电流突变量变化率。

整流侧电流变化率:

逆变侧电流变化率:

根据电流变化率的实际数值，只取其正负值符号即可对应极性关系，故可设判据:若

则为区内故障，断路器动作；反之为-1，则为区外故障，断路器不动作。

由于主保护和后备保护都以电流信号为判据来源，可得到保护策略流程图(图5)。

图5 保护策略流程图Fig. 5 Protection policy flow chart

3 仿真验证

本文在PSCAD/EMDTC环境中搭建三端环形直流配电网，三端换流站各相距20 km，仿真时长为10 s，故障发生在6 s时刻。

3.1 主保护区内外故障仿真

设6 s时刻在换流站2—3之间线路上10 km处发生极间短路故障，由于主保护判据根据故障电流方向为表征量，而在实际仿真中方向可以通过规定参考方向与故障电流波形极性相对应，从而表达电流方向，当故障电流为正值时即为正向，为负值时为负向。当换流站2—3发生故障时，主保护仿真结果如图6所示。

(a) 站2—3首端双极电流

如图6所示，当换流站1—3线路发生故障时，2—3 线路首端和末端双极电流值大小同极性，即与设定参考方向相对应，首末端正负极电流方向同为正，根据保护判据，DIF与DIE乘值都为1，主保护能在 2 ms 内判断故障线路为区内故障，启动保护，跳闸相关断路器隔离故障线路；此时换流站1—2间非故障线路正负极电流方向对应相反，则DIF与DIE乘值都为-1，为区外故障，主保护不启动，有效保证其他线路不会误动和故障线路的切除。

3.2 后备保护区内外故障仿真

当系统中换流器出现无法闭锁的情况下启动后备保护。同主保护工况，发生故障后，线路两端通过检测计算电流变化率，判别其极性从而实现后备保护，如图7所示。

(a) 站2—3首末端正极电流变化率

如图7所示，当换流站2—3发生故障时，首末端正负极电流变化率极性相同，故障识别判定为1，根据保护判据判别故障为区内故障，后备保护启动，切断隔离故障线路；而此时换流站1—2间非故障线路首末端正极电流变化率极性相反，故障识别判定为-1，根据保护判据判别故障为区外故障，保护不启动。同时也有效区分了区内外故障，且其他正常线路不启动，弥补了换流闭锁故障下主保护拒动的不足。本文验证了在极间短路的情况下保护策略的有效性，同理在系统发生单相接地故障暂态下也能有效动作。

4 结 论

由于直流配电技术的不断发展，直流配电网的保护研究也愈发需要人们的关注，本文在直流配电网的基础上提出了一种基于电流方向信息为主保护和基于电流变化率极性为后备保护的三端环形直流配电网保护策略。主保护先将换流器闭锁，通关判断三端换流站之间故障电流流向来区分区内外故障；后备保护在主保护发生换流器闭锁故障拒动时，根据各站双端电流变化率来判别区内外故障。仿真结果表明：主后备保护可以有效识别区内外故障，主保护可以在2 ms内完成故障判别，由于主后备保护都基于电流信息的检测，也在设备和结构上节约了一定的成本。