基于电流暂态量的分布式直流配电网保护方案

刘永生，陈 俊，，李 娟，侯 炜，郦君婷，徐青山

（1.南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司）,江苏省南京市211106；2.南京南瑞继保电气有限公司,江苏省南京市211102；3.国网江苏省电力有限公司电力科学研究院,江苏省南京市211103；4.国网江苏省电力有限公司苏州供电公司,江苏省苏州市215002；5.东南大学电气工程学院,江苏省南京市210096）

0 引言

近年来,低压直流配电网作为小型、就地化的电力系统成为配电网研究的热点。相较于交流配电网,低压直流配电网控制更加简单,新能源、储能设备以及直流负荷接入环节更少,非常适合作为分布式新能源并网的接入载体［1-6］。目前,低压直流配电网工程主要有两电平电压源换流器（VSC）型和模块化多电平换流器（MMC）型2种直流系统,其中两电平VSC因其成本低廉、控制简单而被广泛采用。

虽然低压直流配电有诸多优势,但是依然有许多问题困扰其快速发展。其中,切实可行的继电保护已经成为阻碍低压直流配电网广泛应用的关键问题之一［7］。近年来,有学者提出了电压/电流保护法［8-9］、边 界 保 护 法［10］、纵 联 电 流 差 动 保 护 法 等 方法［11-14］,但是这些方法基本上是依据交流供电系统或者高压直流输电系统的特征进行设计,未充分考虑到故障电流持续时间短、故障电流振荡、系统运行方式多变等低压直流配电网故障特征。

文献［8-9］中提出根据电流/电压幅值或者变化率的变化对故障进行判断。然而,故障电流持续时间短使得电压/电流保护的选择性难以保证,尤其对于多层、多级、多环的复杂配电网。利用线路边界元件,文献［10］中提出了低压直流配电网的边界保护法。然而该方法实现条件较为苛刻,即传输线路两端需装设直流电抗器。对于低压直流配电网来说,大量电抗器的存在意味着成本的上升以及系统运行效率的下降。文献［11-12］提出了采用纵联电流差动保护实现直流配电网故障线路的定位。虽然差动保护原理判别故障的可靠性较高,但是直流配电网故障电流幅值变化快、持续时间短,使得线路两侧保护单元数据同步要求高,纵联差动保护误动作或者拒动的风险大。文献［13-14］中提出通过故障电流的方向信息判别故障区间。然而,低压直流配电网故障电流呈现快速的非周期衰减的特点,故障时系统结构参数决定了故障电流的阻尼状态,特别是当故障电流呈现欠阻尼状态时,故障电流的过零点振荡可能会影响保护单元对电流方向的正确判断。

本文分析了两电平VSC型低压直流配电网的故障特点,并依此提出了利用通用面向对象变电站事件（GOOSE）通信技术传递保护单元之间信息的直流网络保护方案。

1 低压直流配电网故障特征

电力电子设备控制简单灵活,使得直流配电网在正常运行过程中,具备较高的可控性和可靠性［15］,在配电网内可方便地实现多能互补,高效地完成新能源的消纳,但是配电网中含有大量的电力电子设备,也导致其在故障发生时与常规的交流配电网差别较大。其主要体现在以下几个方面。

1）故障电流持续时间短。直流配电网内几乎任一电源以及负荷节点,均配置用于能量变换和调节的电力电子设备,电力电子设备通常会采用可控器件如绝缘栅双极型晶体管（IGBT）。在现有技术条件下,可控器件设计的耐流能力一般为额定电流的1.5～2倍。然而直流系统发生如极间短路等严重故障时,故障电流可快速达到额定电流的5倍以上。电力电子设备为了防止可控器件的损坏,检测到超过耐流能力的故障电流后,在百微秒完成可控器件的脉冲封锁。虽然可控器件在故障后快速完成关断,但是可控器件上的续流二极管不具备关断能力,使得电源节点依然可以通过续流二极管的不控整流向故障点持续馈入电流［16］。为此,电力电子设备与低压直流配电网之间通常会配置隔断设备如固态断路器、故障限流器等,在数毫秒完成故障电流的自清除。可控器件的快速关断以及隔断设备对故障电流的快速自清除,使得故障电流持续时间极短,其对保护单元的故障判断以及故障区域的正确识别提出了挑战。

2）电源/负荷角色模糊。为了滤波和建立稳定的输出电压,电源/负荷节点的电力电子设备在直流输出端口往往会配置电容。在故障发生瞬间,各节点的端口电容与故障点之间会形成放电回路,迅速向故障点释放能量,产生极大的冲击性暂态电流。不同于交流配电系统只有电源节点会向故障点提供短路电流,直流配电系统发生故障后,配置电力电子设备的电源和负荷节点均会因端口电容放电向故障点提供极大的冲击性电流,其为保护单元对故障区域以及故障类型的判别带来困难。

3）故障电流的振荡特性。通过上文可知,在故障发生后,隔断设备可快速实现电源节点与直流配电网之间的隔离。这样,无论负荷节点还是电源节点在故障发生时,所提供的电流主要由端口电容放电产生。由于直流配电网中线路电感和线路电阻的存在,端口电容的放电过程实际上是一个零输入响应的二阶暂态过程［17］,如式（1）所示。

式中:u为电力电子设备直流侧电压；L为线路电感；C为端口电容；R为线路电阻。

可见,低压直流配电网故障电流主要为电容放电电流,其阻尼状态由放电回路的结构参数决定。当发生极间短路等严重故障时,故障电流可能会呈现振荡衰减的欠阻尼特性,电流方向的不断变化,极易影响保护单元对故障区域的正确判断。

4）断路器开断时间长。目前,市面上主要有3种类型直流断路器用于直流供电系统故障的切断和隔离,分别是纯机械断路器、固态断路器以及混合断路器［18］。附录A表A1为3种直流断路器的技术参数对比。

综合考虑成本、安装、运维以及应用推广等因素,低压直流配电网的直流断路器目前普遍采用纯机械断路器。这使得在现有技术条件下,面对可控器件百微秒的脉冲闭锁以及隔断设备对故障电流的快速自清除,纯机械断路器无法在电源退出前完成故障电流的切除。

5）配电网运行方式和节点状态的不确定。电力电子设备具备较高的可控性,可根据直流配电网功率、电压等性能指标,对电源、负荷、储能等节点的能量流向进行实时调节［19-20］。高可控的电力电子设备在实现直流配电网内能源合理分配的同时,也导致了故障时刻各节点运行状态的不可预测。同时,随着新能源的大量接入,独立的微网系统逐渐增多,未来直流配电网可根据电源节点的状态,支持并网运行、离网运行、多电源合环运行、多电源分列运行等多种运行方式的自适应切换［21-22］。运行方式的灵活切换虽然可以一定程度上增强直流配电网的韧性,但是也会导致故障时刻直流配电网运行方式的不可预知。直流配电网运行方式以及各节点运行状态的高度不确定,造成直流配电网内电流的潮流方向随机性强,为保护方案的设计以及故障的判断和定位制造了难题。

综上所述,对于基于两电平VSC的低压直流配电网,特别是运行层级多、运行方式多的复杂网架,存在故障电流持续时间短、故障时刻电容放电点多、故障电流方向和幅值变化性强、系统运行方式以及各节点状态确定难等特点,传统的保护方案很难实现直流配电网故障区域的准确定位和隔离。

2 直流网络保护方法

2.1 流向比对法

通过上文分析可知,当直流配电网发生故障时,不仅电源节点支路可以检测到短时的故障电流,负荷节点支路也可能会因为节点运行状态变化以及电容放电等因素,检测到较大的短时越限电流。直流配电网系统故障电流的多源性和短时性,使得保护单元难以通过电流动作门槛差异或者时间级差等方式判断出故障区域。

根据基尔霍夫电流定律,任何时刻,对任一节点,所有流向节点的电流之和等于流出节点的电流之和。以被保护区域（母线、线路）作为节点进行分析,当故障发生时,对于故障区域,区内多条支路虽然均能检测到较大的故障电流,但是只有一种方向,即各支路故障电流均汇入故障区域；对于非故障区域,区内检测到较大故障电流的支路中,至少有一对电流方向相反,即至少存在一路故障电流流出非故障区域,如图1所示,其中绿色为非故障区域,红色为故障区域,单箭头线为流入被保护区域的电流,双箭头线为流出被保护区域的电流。

图1 故障区域判断原理示意图Fig.1 Schematic diagram of fault area judgment principle

依据上述故障区域判别原理,本文提出流向比对法,即以各支路的开关为边界,以被保护区域为节点,以保护对象为类型,将整个直流配电网划分为两类比对判断区域,即母线比对判断区和线路比对判断区,保护单元通过比较比对判断区内各支路的电流方向,识别出故障区域,如图2所示。

图2 比对判断区划分示意图Fig.2 Schematic diagram of comparison and judgment area division

设定故障时直流电流流入母线为正方向,流出母线为负方向。当发生如图3（a）所示K1点联络线故障,开关S13、S23所在支路电流均流出所在母线（即为负方向）,线路比对判断区1内2条支路只有1种电流方向,判定故障位于开关S13、S23之间；对于换流站A母线,母线比对判断区1内的开关S11、S14所在支路电流均流入所在母线（即为正方向）,其与区内开关S13所在支路电流方向相反,则换流站A母线属于非故障区；对于换流站B母线,母线比对判断区2内的开关S21、S22、S24所在支路电流均流入所在母线（即为正方向）,其与区内开关S23所在支路电流方向相反,换流站B母线也属于非故障区。

当发生如图3（b）所示K2点母线故障,开关S11、S13、S14所在支路电流均流入所在母线（即为正方向）,母线比对判断区1内3条支路只有1种电流方向,判定故障位于开关S11、S13、S14之间的母线；对于联络线,开关S23所在支路电流流出所在母线（即为负方向）,其与开关S13所在支路电流方向相反,则联络线所在的线路比对判断区1属于非故障区；换流站B母线分析与图3（a）一致,此处不作赘述。

当发生如图3（c）所示K3点馈线故障,开关S12所在支路电流流出所在母线（即为负方向）,线路比对判断区2内只有1种电流方向,判定故障位于开关S12的馈线；换流站A、B母线分析与图3（a）一致,联络线分析与图3（b）一致,此处不做赘述。

2.2 方向预测法

图3 低压直流配电网典型故障Fig.3 Typical faults of low-voltage DC distribution network

由于流向比对法以开关为边界划分比对判断区,因此配置于开关上的保护单元会同时属于所在的母线比对判断区和线路比对判断区,为所在的母线和线路提供保护,这样不仅可以消除配电网中的保护“死区”,并且可以排除各节点的状态以及系统运行方式的不确定对故障区域判别的影响。然而,保护单元通过流向比对法判断故障区域,依赖于相邻支路电流方向正确判断和获取,实际应用中存在着因比对判断区内相邻支路方向信息无法获取,造成非故障区域被误判的可能,导致保护单元无法提供正确的联跳隔离策略,扩大事故范围,而且对于如图3中开关S14所在的馈线支路,当区外故障发生时,保护单元所在的线路比对判断区只有一种方向,根据流向比对法则会误判为线路故障,造成保护的误动作。

为了提高保护单元对故障区域判断的准确性,并为故障区域提供合理的联跳隔离策略,本文利用支路电流方向与其所在母线的关系,提出方向预测法即保护单元通过故障电流的方向预测故障区域,选择比对判断区进行流向比对。当支路电流方向为负方向时,保护单元预测故障位于支路开关的线路侧,选择线路比对判断区内各支路电流方向进行比较,判断为区内故障后,跳开支路开关切除故障,并联切线路对侧支路开关实现故障的完全隔离。当支路电流方向为正方向时,保护单元预测故障位于支路开关的母线侧,选择母线比对判断区内各支路电流方向进行比较,判断为区内故障后,跳开支路开关切除故障,并联切同母线其他支路开关实现故障的完全隔离。

以开关S13、S14保护单元为例,当发生如图3（a）所示联络线故障时,S13保护单元判断故障电流方向为负方向,预测故障区域位于其线路侧,S13保护单元选择联络线作为比对判断区,根据流向比对法判断为区内故障后,跳开本开关,并联跳开关S23；S14保护单元判断故障电流方向为正方向,预测故障区域位于母线侧,选择换流站A母线作为比对判断区,根据流向比对法判断为区外故障。当发生如图3（b）所示的母线故障时,S13、S14保护单元判断故障电流方向为正方向,均预测故障区域位于母线侧,选择换流站A母线作为比对判断区,根据流向比对法判断为区内故障后,跳开本开关,并联跳开关S11、S12。

在采用流向比对法判断故障区域前,保护单元利用故障电流的方向预测故障区域,缩小了保护单元比对判断的范围,减小了保护单元对于非故障区域误判的风险,提高了直流网络化保护对故障判断的选择性,而且可以识别出故障区域类型,为故障区域的完全隔离提供合理的联跳方案,有助于直流系统的故障定位和快速恢复。表1为直流配电网故障类型索引表。考虑到电流的波动可能会频繁启动保护单元的方向判断,保护单元设置电流方向判断门槛Iset,支路电流小于电流方向判断门槛,方向标记为0。支路电流大于电流方向判断门槛且流入母线,电流方向为正方向,标记为1；反之,电流方向为负方向,标记为−1。

表1 直流配电网故障类型索引表Table 1 I ndex table of fault types of DC distribution network

2.3 极值比较法

由于流向比对法和方向预测法均需要保护单元对故障电流方向的准确判断,因此正确的方向判断是直流网络化保护的基础。由上文分析可知,直流配电网LCR回路的存在,使得电容放电过程为零输入响应的二阶暂态过程。在故障发生初始阶段,各端口电容的能量会向故障点瞬间释放,电容放电初始阶段的电流方向即为故障电流方向。对于放电回路阻尼比较大的节点,保护单元检测到的故障电流呈现非振荡的过阻尼或临界阻尼特征,电流方向在电容放电过程中始终保持不变即流向故障点,故而不会影响保护单元对故障电流方向的正确判断。但是对于放电回路阻尼比较小的节点,保护装置检测到的故障电流会呈现振荡的欠阻尼特征,即在电容向故障点放电后,由于放电回路中线路电感和电容之间不断地充放电,会产生方向不断变化的振荡电流,这可能会造成保护单元对方向的误判断,进而导致直流网络化保护的误动作。

虽然放电回路中线路电感和电容可能会产生振荡电流,但是由于线路电阻的存在,无论是过阻尼、临界阻尼还是欠阻尼的故障暂态电流均呈现衰减的特征。为此,本文利用该特征提出极值比较法判断故障电流方向,即通过对所采集到的故障电流幅值实时比较,保护单元将故障电流达到最大值时的方向判定为故障电流方向,即选择电容放电初始阶段的故障电流方向用于直流网络化保护故障判断。采用极值比较法判断故障电流方向,不仅可以有效地消除故障电流振荡对方向判断的干扰,使得直流网络保护具备较强的抗干扰能力,而且可以防止故障电流幅值的快速衰减造成电流方向判断困难。同时,由于故障电流主要为电容放电时所产生的冲击性暂态电流,在极短时间内可快速爬升到极值,因此保护单元在短时间内就可以对故障电流的方向作出判定。

为进一步提升保护单元对欠阻尼振荡电流的抗干扰能力,电流方向判断阈值Iset可依据极间短路故障时电流最大值进行整定。本文令β=arctan(ω/δ),由欠阻尼二阶振荡电路特征可知,当ωt=β时振荡电流幅值达到最大,可以由此求出电流达到最大值的时刻tmax,如式（3）所示。

将tmax代入式（2）,便可计算出电容放电过程中,故障电流可达到的最大值,如式（4）所示。

式中:imax为故障电流的最大值；UN为直流配电网额定电压。

考虑到系统参数等因素对故障电流幅值的抑制,出于提高保护判断的灵敏性,Iset可设定为0.6 imax～0.7 imax。

3 直流网络化保护设计方案

3.1 直流网络化保护GOOSE组网

通过对直流网络化保护方法的介绍可知,配置于各支路开关上的保护单元独立地采集故障电流、判断故障特征以及识别故障区域,然而直流网络化保护的实现需要各保护单元获取所在比对判断区内所有相邻支路保护单元的故障电流方向信息,因此快速、方便、可靠地完成保护单元之间信息的传递成为直流网络保护工程化应用的关键因素。

对于多支路拓扑的低压配电网,若采用传统的硬接线方式用于保护单元之间信息的传递,不仅接线复杂,而且由于继电器出口时间以及开入防抖等因素,使得信息传递延时较长。鉴于上述问题,本文提出利用GOOSE技术传递保护单元之间的开关量等实时信息,实现直流网络化保护方案。GOOSE是IEC 61850标准为设备之间开关量信息的快速传输制定的网络协议,其高速、可靠、信息量大、易扩展等优点已在数字化变电站工程得到应用验证［23-24］。通过在站内设置专用的GOOSE交换机组建过程层GOOSE网络,保护单元之间利用该网络完成开关量信息的传递。不同站的交换机之间则利用光纤实现“手拉手”方式的级联,构建起站间信息链传输通道,用于保护单元之间信息的跨站传递。图4为直流网络化保护GOOSE组网架构。

图4 直流网络化保护GOOSE组网架构Fig.4 GOOSE network architecture of DC network protection

采用GOOSE通信用于保护单元之间开关量信息的传递,一方面减少了保护单元之间数据传输通道的数量,降低了数据传输的复杂度；另一方面缩短了保护单元之间信息交互的传输时延,为保护单元快速判断故障提供了有利的条件。

3.2 直流网络化保护策略

通过结合本支路以及相邻支路判断出的故障信息,保护单元采用流向比对法理论上可以准确识别出直流配电网系统中的故障区域。然而,虽然采用GOOSE通信技术使得保护单元之间信息传输的延时大为缩短,但是低压直流配电网的故障电流呈现出幅值变化快、持续时间短的特点。一方面,虽然各支路端口电容能量的瞬间释放,使得保护单元在故障发生后可以快速检测到极值电流,但是受到配电网系统参数的影响,不同支路故障电流幅值达到极值时刻可能出现不同,配置于不同支路的保护单元判断出故障电流方向的时间可能出现不同步。另一方面,保护单元检测到所在支路故障电流幅值越限的持续时间,可能会短于GOOSE传输延时,这样便会出现保护单元接收到相邻支路故障信息时,其所在支路的故障特征已消失的情况,造成保护单元判断和接收的故障信息不同步,从而导致直流网络化保护的误判断。

针对上述情况,结合开关设备现有技术水平,本文提出“单支路即时记忆,多支路延时定位”的保护策略,即保护单元检测到流过所在支路的故障电流超过电流方向判断门槛Iset后,启动方向判断,利用极值比较法,对所在支路的故障电流方向作出即时判断和记忆保持。一方面将判断出的方向信息推送至GOOSE网络,另一方面采用方向预测法选定保护单元的比对判断区。经过保护动作延时Td后,保护单元对所选定的比对判断区进行流向比对。判定为故障区域后,通过保护动作以及GOOSE联跳,实现故障的切除和隔离。为了保护单元的可靠判断,保护动作延时Td可按照GOOSE正常传输最大延时的2倍进行设定。图5为直流网络保护的故障判断流程图。

图5 直流网络保护故障判断流程图Fig.5 Flow chart of DC network protection fault judgment

采用“单支路即时记忆”的策略,保护单元对所在支路故障电流的特征进行即时甄别,并对判断出的故障特征记忆保存,消除了直流系统故障电流持续时间短,对保护判断的不利影响,提高了故障识别的快速性。采用“多支路延时定位”的策略,虽然保护单元的动作时间有所滞后,但是保护单元是在获得可靠信息后,再进行比对判断,合理地规避了多支路电流信息数据不同步的问题,提升了保护选择的可靠性。通过低压直流配电网的特点可知,常用的低压直流断路器开断速度,根本无法在电源设备闭锁前完成故障的切除和隔离,因此保护单元采用“多支路延时定位”的策略对保护效果的影响极低。

4 仿真验证

在实时数字仿真器（RTDS）中搭建了如图2所示的低压直流配电网仿真模型,其中换流站A、B为电压源换流器,模型的参数详见附录A表A2。本文模拟了图3中所示的合环运行方式下直流配电网的联络线故障、母线故障和馈线故障。

图6（a）为直流配电网联络线故障的动作波形。在A时刻当发生如图3（a）所示的联络线故障后,系统内的电力电子设备在B时刻（故障发生后500μs左右）快速闭锁,S11、S13、S23相关保护单元利用极值比较法分别判断出所在支路故障电流为正方向、反方向、反方向,通过方向预测法分别选择换流站A母线、联络线、联络线作为比对判断区进行流向比对。经过保护动作延时后（延时定值为5 ms）,S11保护单元确定所在的比对判断区内S13的电流方向与其相反,S11保护单元判断故障为区外故障,S11保护单元不动作。S13、S23保护单元所在的比对判断区内,S13、S23的电流方向一致,S13、S23保护单元判断故障为区内故障在C时刻动作,将故障切除和隔离。

图6 直流配电网故障波形Fig.6 Fault waveforms of DC distribution network

图6（b）为直流配电网母线故障的动作波形。在A时刻当发生如图3（b）所示的母线故障后,系统内的电力电子设备在B时刻（故障发生后500μs左右）快速闭锁,S11、S13、S14、S23保护单元利用极值比较法分别判断出所在支路故障电流为正方向、正方向、正方向、反方向,通过方向预测法分别选择换流站A母线、换流站A母线、换流站A母线联络线作为比对判断区进行流向比对。经过保护动作延时后（延时定值为5 ms）,S23保护单元确定所在的比对判断区内S13的电流方向与其相反,S23保护单元判断故障为区外故障,S23保护单元不动作。S11、S13、S14保护单元所在的比对判断区内,S11、S13、S14的电流方向一致,S11、S13、S14保护单元判断故障为区内故障在C时刻动作,将故障切除并发出联跳命令。在D时刻（保护动作后2 ms）,S12保护单元接收到联跳命令并动作,将故障完全隔离。

图6（c）为直流配电网馈线故障的动作波形。在A时刻当发生如图3（c）所示的馈线故障后,系统内的电力电子设备在B时刻（故障发生后500μs左右）快速闭锁,S11、S12保护单元利用极值比较法分别判断出所在支路故障电流为正方向、反方向,通过方向预测法分别选择换流站A母线、S12所在线路作为比对判断区进行流向比对。经过保护动作延时后（延时定值为5 ms）,S11保护单元确定所在的比对判断区内S12的电流方向与其相反,S11保护单元判断故障为区外故障,S11保护单元不动作。S12保护单元所在的比对判断区内仅有1种电流方向,S12保护单元判断故障为区内故障在C时刻动作,将故障切除和隔离。

附录A表A3为直流配电网故障开关动作记录。

5 结语

本文根据低压直流配电网的故障特点,提出直流网络化保护方案。方案采用流向比对法、极值比较法、方向预测法以及“单支路即时记忆,多支路短时定位”的保护策略,实现故障类型快速识别以及故障区域可靠隔离,具备较强的适应性、选择性、灵敏性以及可靠性。利用RTDS仿真平台,对直流配电网3种典型故障进行模拟,保护方案的正确性得到了验证。直流网络保护可以在300μs之内捕获故障特征,在5 ms之内实现故障的识别。本文所提的保护方案已经于2018年10月在中国苏州某工程得到应用,现场多次正确切除故障。

本文设计的保护方案在MMC直流配电网系统中的适用性仍有待进一步研究。