柔性直流输电的故障分析及保护策略综述

蒋 原 刘谨华 陈明轩

（1.北京科技大学a.自动化学院；b.工业过程知识自动化教育部重点实验室；c.顺德研究生院；2.三峡科技有限责任公司）

为了积极推进实现“双碳”目标，2021 年3 月中央财经委员会上明确部署建设以新能源为主的新型电力系统。 目前，我国火力发电量在全国发电总量中仍占有很大比例，2021 年前三季度火力发电量占比为71.27%，可见能源产业结构亟需调整。

以风能、光伏等为代表的清洁能源配合大规模储能电站的发电技术，具有传变效率高、功率密度高、能量密度高及灵活可控等特点的电力电子电能变换技术，是构成新型电力系统的基本元素。 与传统电力系统相比，新型电力系统最显著的特点是直流电能和电力电子设备的比例大幅增加。 以上述两方面技术为核心，采用基于电力电子设备的柔性直流输电技术，既可以灵活消纳大规模新能源， 又能与传统交流电网有机融合，是构建未来电力系统的最有效方案［1～3］。但当系统中电力电子设备比例持续增加，会呈现支撑惯性低、阻尼弱等特点，此时一旦发生电气故障，故障电流上升速度快且幅值远超额定值，将对用户用电的安全性、设备的使用寿命甚至整个电力系统的稳定性带来较大负面影响。

笔者将对柔性直流输电中的故障分析及保护策略进行综述，对当前该领域研究的热点问题进行归纳总结。

1 柔性直流输电的发展与特点

1.1 柔性直流输电的发展历史与故障特点

对于直流电网的电压等级划分， 目前尚无统一的国际标准。 基于传输容量和距离的考虑，目前我国高压直流输电网的电压等级包括±500 kV、±660 kV、±800 kV 和±1 000 kV，中低压直流配电网的电压等级包括±10 kV、±1.5 kV、±750 V 和±375 V。 与传统电力系统中需要电力变压器联接不同电压等级交流母线的情况类似，直流电网中也需要通过直流变压器实现不同电压等级直流母线的联结，同时直流电能还需要换流器接口实现与交流电网的功率交互。 直流变压器和换流器都是电力电子变换器，随着电压等级和输送容量的提高，基于两电平技术的变换器需要通过串并联实现均压均流，开关器件的导通一致性问题难以解决。 2002 年，德国研究人员基于级联子模块的思想，提出基于模块化结构的变流器——模块化多电平变流器 （Modular Multilevel Converter，MMC），可以提高换流器的电压和容量等级，解决了均压均流问题。 目前MMC 已成为高压柔性直流 输 电 （Voltage Sourced Converter Based High Voltage Direct Current，VSC-HVDC）领域中最重要和最常见的变流器拓扑，应用场景包括集群式新能源发电、交直流电网融合、谐波抑制与电能质量管理、直流电力系统潮流控制等［4］。

出于输送距离、电压等级及建设成本等方面的考虑，架空线输电是目前大容量电能传输的重要方式，柔性直流输电原理如图1 所示。 但架空线处于野外，其工作环境复杂、不确定性因素多，导致发生故障的概率很高。 因此，为保证电力系统长期工作的稳定性，需要高可靠性的保护技术进行故障隔离。 与同步发电机有所不同，无论是基于MMC 或是VSC 换流的直流电力系统， 均存在惯性低、阻尼弱等特点，因此一旦直流侧出现电流故障，各换流站均会迅速向故障点注入能量，导致故障电流快速上升且幅值较大， 从而对整个直流系统的安全带来较大危害。 考虑到换流器中最常用的开关器件——绝缘栅双极型晶体管（Insulated Gate Bipolar Transistor，IGBT）耐受短路电流的能力有限，当通过器件的电流大于保护阈值时，换流站应当立即闭锁。 但闭锁后续流二极管将构成不控整流回路， 交流侧仍可以向故障点注入能量。可见仅依靠桥臂闭锁并不能完全清除故障，必须采取其他形式的快速隔离措施［5，6］。

图1 柔性直流输电原理

1.2 柔性直流输电故障保护的要求与难点

柔性直流输电是新型电力系统的重要组成部分，其故障保护既有传统继电保护“四性”（可靠性、选择性、速动性和灵敏性）的基本要求，又有直流系统运行特点带来的新技术要求。

可靠性是对传统继电保护装置的基本要求，其内涵包括“不误动”和“不拒动”两层意义。 影响可靠性的主要因素是干扰， 如测量信号的噪声、雷击等。 根据直流系统的运行数据，直流架空线路的故障绝大部分是瞬时性故障，如果在故障切除后对线路进行自动重合闸控制，可以极大地提高电能传输的可靠性。 而如果缺少对故障性质的识别，使重合闸发生永久性故障，则会对直流系统造成二次冲击。 但是直流系统惯性小，故障电流上升速度快、暂态量丰富，使得故障性质判断难度加大，基于故障识别的直流系统自适应重合闸是一个技术难点。 对直流电网进行保护的最佳方案是利用直流断路器实现故障点的物理隔离，技术难点是直流电源没有电流自然过零点，无法应用交流开关的灭弧技术，直流系统直接开断时会出现电弧，降低故障保护动作的可靠性和灵敏性［7，8］。

选择性保护应遵循停电影响最小化的原则，即确保在最小区域内将故障区域切除，以最大限度地保证未发生故障的部分仍然继续正常供电。在交流系统中，常根据故障信号的稳态值，利用保护上、下级线路的延时配合实现选择。 但直流电网故障受系统运行方式、过渡电阻等因素影响大， 特征复杂且过渡过程信号暂态分量变化剧烈，因此传统的继电保护方法难以准确定位。 直流电网发生故障后，电路结构和参数决定了其故障回路呈现低阻尼、低惯性的特点，导致故障电流上升速度快。 为保证电力系统的暂态稳定和电力电子器件的安全，一般要求短时间内完成故障切除， 因此可供利用的故障信息数据窗非常短。以张北柔性直流电网示范工程为例（电压等级±500 kV），设计要求故障发生时，故障切除的总动作时间应小于6 ms，这加大了对保护的速动性和灵敏性要求的难度［5，9，10］。

2 柔性直流输电的故障特性研究

2.1 柔性直流输电中的故障类型

极间短路发生时，短路电流瞬间可达额定电流的上百倍，是VSC 型直流电力系统中最严重的故障形式，其等效电路如图2 所示。 如前所述，当短路故障发生时， 流过IGBT 桥臂的电流迅速上升，换流器将闭锁IGBT。 与此同时，直流侧电容将向故障点释放存储的电能，表现为短路电流上升，直流母线电压下降；当母线电压下降为零时，由于直流侧大电感的续流效应，VSC 换流器中各桥臂的反并联二极管将开始导通，使换流器工作于不控整流模式；之后交流侧能量开始稳定注入故障点。 综上，根据故障发生后直流侧电流电压的变化过程及注入故障点能量来源的不同，极间短路故障过程可描述为3 个阶段：直流侧电容放电阶段、换流器二极管续流阶段和交流侧电流注入阶段，即“电容放电”、“电网馈入”和“稳定状态”3 个过程。 如果故障的过渡电阻较大，极间短路时仅发生RLC 振荡；反之，过渡电阻较小，除振荡过程外，极间短路还包括电感续流过程。 直流侧的额定电流、电容、电感值，换流器的二极管参数、子模块数量及联接方式等因素都与极间短路故障的发展关系密切［11，12］。

图2 极间短路故障的等效电路

在基于VSC 换流器的直流系统中，单极接地是低压侧最常见的故障形式，等效电路如图3 所示。 其特点是故障发生时，直流侧电容的中性点与故障点等电位。 对于真双极运行方式下的单极接地故障，受过渡电阻值Rf的影响，故障过程将呈现不同的特性：欠阻尼系统中的故障经历振荡放电和二极管续流两个过程；过阻尼系统中仅有振荡放电过程。 对于伪双极运行方式下的单极接地故障，由于反并联二极管不导通，只有振荡阶段［13］。

图3 单极接地故障的等效电路

2.2 柔性直流输电中的故障建模

柔性直流输电最大的优点是能广泛融合多种能源形式转换得到的电能，但其直流侧的故障保护是其发展的瓶颈问题。 对于交流电力系统的故障，一般用电路的稳态模型分析，可简化为二阶微分方程，故障全电流为正弦交流分量和衰减的直流分量的叠加。 而对于直流电力系统，出于快速保护的考虑，只能利用暂态量。 由于直流电力系统的换流站由大量电力电子设备组成，呈现出高度非线性的特点，因此无法得到故障暂态全过程的数学解析结果。 只能采取分段处理的研究方法， 在一定条件下对故障电路进行线性化等效，降低复杂程度，然而大电容系统线性化结果通常为高次微分方程， 精确解析解仍然很难获得，需要通过数值方法求解。 虽然这样会给直流电网的故障分析带来误差，但一方面线性化等效具有很强的工程实用性，另一方面通过状态空间变换［14］、改进的卡尔曼滤波［15］等数学处理可弥补这一固有缺陷，因此线性化等效仍是目前使用频率最高的故障电流建模方法。

当MMC 换流器的直流侧发生故障时， 桥臂子模块中电容的放电过程贡献了主要的短路电流，因此分析故障过程应首先确定电路的等效放电电容模型，这对直流短路故障电流的暂态分析具有重要的理论和实际应用意义。 针对此类问题，文献［16］研究了MMC 发生短路故障之后、换流站闭锁之前的故障电流发展过程，利用均值等效的分析方法，得到短路电流和直流侧等效放电电容的数学解析式，并讨论了调制比和故障发生时刻对电路等效模型的影响。 依据直流电力系统参数的特点，文献［17］简化了MMC 换流站闭锁之前的模型，该模型可以准确预测短路电流的发展走向，为直流电力系统继电保护装置的参数整定和断路器型号的选取提供了实用的参考依据。对于双端直流系统，大多数的研究认为故障点两侧的系统在故障点处解耦，但该假设的前提是系统发生了金属性故障，而对于带有过渡电阻性质的非金属性故障不适用。 文献［18］建立了适用于环网型直流电力系统的高频等效电路模型，可用于分析系统故障发生初始阶段的电流发展过程。文献［19］分析了换流器内部的IGBT 是否闭锁对直流侧发生极间短路和单极接地故障的影响。 研究表明，系统发生极间短路故障时，换流器闭锁会引起稳态电压和故障电流增大；发生单极接故障地时， 换流器不闭锁将引起直流侧电压非对称，进而导致交流侧电流偏置。

对于交直流混合配电网，发生极间短路故障后，直流（交流）侧故障会对交流（直流）侧电气量产生影响，但目前还缺乏一种具备较强普适性的定量分析方法。 文献［20］分析了直流电网发生极间短路故障后交流系统对故障电流的贡献，研究表明交流侧提供的短路电流快速达到峰值后会逐渐衰减，稳态时换流站进入不控整流模式。 与故障区域相连的交流系统与始端的短路电流大小关系密切，而未与故障区域相连的交流系统与末端的短路电流大小关系密切。 文献［21］提出了交直流混合系统序分量网络模型，其中“正序网络”反映了交流系统中正序分量与直流系统中直流分量的映射关系，其中，“负序网络”反映了交流系统中负序分量与直流系统中二次谐波分量的映射关系；“零序网络”反映了交流系统中零序分量与直流系统中工频分量的映射关系。

3 柔性直流输电的故障保护方案

3.1 柔性直流输电的保护方法

当前主流的柔性直流输电保护方法有电压（电流）保护法、纵联差动保护法、行波保护法、边界暂态量保护法及基于智能算法的保护法等。 其中行波保护和欠压保护通常作为系统的主保护，因为这两种方法具有反应速度快、受分布电容的影响小等优点［22］。 行波保护法虽然在高压直流输电网络中得到了广泛的实际应用， 但尚有不足：一是解决近端死区问题时的选择性和可靠性不强，即无法精确甄别区内的末端和区外的首端故障，由此导致误动作；二是当发生长线路故障时，无法同时保证保护动作的速动性和耐受过渡电阻的能力［23］。 为了解决这一问题，根据纵联电流差动保护对高阻接地故障灵敏性强的特点，可以将纵联电流差动保护与行波保护配合使用。 但为了躲开电流暂态过程的影响，通常需要设置长延时，这将无法满足保护直流电力系统的速动性要求，因此电流差动保护一般只作为系统的后备保护使用。 对于基于边界条件的保护法，其原理是利用电路中的电感或滤波器等元件组成保护的边界条件，从而实现全线路段的速动，但该方法不适用于保护区域无明显边界条件的情况［24，25］。可见由于故障的时变和非线性，以及运行现场的电磁环境复杂，导致提取故障特征困难，现有的直流电网保护方案很难完全滤除噪声干扰、线路分布电容、网络通信延时以及故障过渡电阻等因素对保护输出结果的影响。

为了提高故障发生时保护的成功率，进而减小换相失败对整个系统产生的能量冲击，当柔性直流输电系统发生故障时，首先需要根据电气量对故障的特征进行识别，然后再针对不同的故障选择对应的继电保护方法。 文献［26］研究了柔性直流配电网中区内和区外故障的特征，对短路全电流的幅值、相位、暂态特性进行综合评价，采用假设检验方法分析故障发生后直流线路两侧电流的相关性，由此构造保护动作的判据，并提出基于故障全电流相关性t检验的柔性直流配电网纵联保护方法。 该方法具有较强的鲁棒性，提高了故障判别的可靠性和快速性。 针对差动保护对区内故障响应速度慢的技术难点，文献［27］提出一种可分辨出故障极的保护方案。 其原理是使用低通滤波器对直流线路两端的测量电压和测量电流进行滤波， 使用线路电压计算分布电容电流，再用差动电流分辨故障极。 随着智能算法技术的快速发展，基于智能算法的保护对直流电网的保护也产生了重要影响。 与传统的行波、边界暂态量保护等方法中的整定值判别方式相比，基于智能算法的保护无需明确的整定值，通过数据驱动方式，提取和放大故障的隐含特征，就能够有效地避免过渡电阻、 故障位置等因素的影响。文献［28］提出一种基于小波多分辨分解和支持向量机（Support Vector Machine，SVM）的柔性直流系统单端保护方法，利用小波分解计算出故障电流在各频率段的能量比例， 以此构成特征向量， 然后通过数据训练的SVM 模型识别故障类型。 该方法仅利用单端测量电气量即可区分区内和区外故障，且对复杂工况下的故障也可进行较准确的识别。

3.2 柔性直流输电的自动重合闸

对于电力系统而言，线路故障通常具有单相（单极）和瞬时性的特点，以某年我国高压输电线路故障交流电力系统为例，故障的类型、发生次数和百分比见表1， 其中瞬时性故障占比达到了90%以上。进一步统计的结果表明，输电线路故障的重合闸成功率为60%以上，且重合闸成功率与电压等级正相关。

目标函数值的权矩阵Q中包含了未知目标的真实位置和速度,因而是未知的。为求出权矩阵,需要得到位置和速度的初始估计值初始估计的求解参考文献[10]中的第1步。将位置和速度的初始估计值代入Q中,进而得到Q的估计值,记为由此,可以得到上述WLS问题的近似问题:

表1 某年我国高压输电线路故障统计结果

大量实践证明，自动重合闸是目前提高电力系统暂态稳定性和保证供电连续最实用、最有效的方法［29，30］。 根据自动重合闸技术在交流电力系统中被广泛采用的成功经验，国内外学者也提出了直流电网的自动重合闸方法，文献［31］针对半桥型MMC 的换流站， 建立了等效电路并推导出故障电流方程，提出一种重启故障线路的控制方法，可使直流电力系统快速稳定地穿越极间短路故障区间， 自动重合闸100 ms 之后各换流站即可恢复稳定状态。 但线路若自动重合在永久性故障，则会对电网中的一次和二次设备产生过电流冲击甚至破坏。 针对这一问题的研究，文献［32］提出一种注入主动信号的直流故障自适应重合闸控制策略， 在MMC 换流器的控制器中加入判别功能，即跳闸后向电力系统主动发送特征信号以辨识是否为永久性故障， 可实现自适应重合闸。 为了提高自动重合闸成功率，需要先判断故障性质，但在直流系统中非故障极与故障极弱耦合，使得预判故障性质的准确率降低，为此文献［33］对直流系统的故障极注入扰动特征信号，可实现自适应重合闸。

4 柔性直流输电的故障定位研究

故障定位是电力系统继电保护及安全自动装置的重要功能，尤其对实现柔性直流输电系统自动控制与保护更为重要。 当线路的某位置发生故障，如果不进行故障定位，位于变电站的出口断路器就会跳闸， 整条线路所带的负荷全部停电，将极大地影响供电的可靠性。 同时全线停电给故障的排查造成了很大的难度，巡线人员不得不巡视线路的每一处， 不仅耗费大量人力物力，而且延长了停电时间。 采用故障定位技术，可以准确确定故障区段并完成隔离工作（图4），具有重大意义。

图4 直流电网故障定位原理

4.1 传统电网的故障定位方法简介

传统的交流电网故障定位技术主要包括距离法、行波法、基于重合器和分段器的方法、信号注入法及广域通信法等［34］。

距离法和行波法一般应用于输电线路的故障定位。

距离法又称为阻抗法，其原理是当故障发生时，利用测量点处的电压、电流推算等效阻抗，进而得到故障距离，但受过渡电阻、线路分支等因素的影响，阻抗法的定位结果中易出现“伪”故障点。

行波法故障定位的原理是根据测量点处故障电压和电流行波的传播时间确定故障位置；但在配电网中，线路结构复杂且分支多，当在多个位置安装行波保护设备时，不仅成本增加，而且由于难以实现多源信息的精确同步，故障的定位精度一般。

配电网系统中的重合器和分段器定位方法，其优点是不需要通信，但重合器定位划分的区域少，无法实现将故障隔离在较小范围内，而分段器定位和隔离的时间较长，且必须依赖于二次重合闸。

信号注入法的基本原理是在故障线路的首端注入特征信号，利用特征信号的反射时间来判断故障的位置。 根据注入信号的性质，可分为交流法、直流法和脉冲法。 线路分布电容、故障距离、过渡电阻值等因素对交流法的定位结果影响大；直流法和脉冲法需要重复多次注入信号和检测，致使定位效率低、可靠性差，并对系统中正常运行的一次设备产生干扰。

4.2 柔性直流输电的故障定位

对于柔性直流系统故障定位的研究虽然是当前的热点问题，但暂无成熟的理论体系和技术方法。

行波法分为单端测距法和双端测距法，多用于长距离高压直流输电网络的故障定位，采样频率一般在500 kHz 以上。 单端测距法是根据行波在故障发生点与边界间的折反射原理，利用测量点处两次行波到达的时间差推算故障发生位置，二次行波波头的捕捉是该技术的难点，其定位结果易受过渡电阻和线路分布电容的影响。 双端测距法则是根据两侧测量点初始行波到达的时间差推算故障发生位置，时间同步是该技术的难点［38，39］。 根据行波定位法的原理衍生出的自然频率法目前也被用于直流电力系统的故障定位，但其结果受过渡电阻和线路分布电容的影响也较大［40］。 考虑到电流差动保护具有良好的选择性，而且能够灵敏、 快速地识别区内故障的特点，文献［41］提出融合行波保护和电流差动保护方案，对行波是很好的补充和后备。

针对短距离柔性直流输电网络的故障定位问题，多采用基于暂态量反演的推算方法。 定位原理是首先计算得到线路中电压和电流的暂态量分布，根据故障点处过渡电阻的阻抗角最小和电压最低原则，推算故障点的位置。 该方法对线路建模准确性的要求较高，同时对线路故障后交流侧注入的短路电流比较敏感［42，43］。 为了解决这一问题，文献［44］提出一种基于小波分解和时间反转的故障定位方法，对柔性直流输电线路两端的故障电流进行小波分解，提取有效信息后将暂态量以时间轴为镜像反转，再利用反转后的电流计算得到故障点，结果表明过渡电阻和故障类型对该方法定位准确性的影响较小。 为解决低频采样条件下柔性直流电网故障定位不准确的问题，文献［45］提出一种基于电流突变量以确定故障位置的方法。 文献［46］利用二阶网络的零输入响应特性，实现了直流电网极间短路和单极接地故障的快速定位。

柔性直流输电系统中， 除了线路故障定位，换流器的故障定位也是一个重要的研究内容。 目前在换流器内部故障定位的研究方面，有两类问题尚未解决：一是现有的定位方法利用的是故障发生后的稳态电气量，并未计及故障电气量在保护的作用下快速变化或已被清除的可能性，由此导致定位结果的可靠性不高；二是未能考虑换流器区外故障对区内保护的影响［47］。

针对现有直流电力系统故障定位方法存在阈值选取困难、对高阻故障接地灵敏性低、故障选极、 功能不完善且检测时间长等技术问题，近年来又出现了依据人工智能算法的故障定位技术，利用状态逼近和优化理论对故障数据进行建模和判别，研究结果表明此类方法的通用性和容错性较好。 文献［48］根据配电网的物理结构和故障后的电气量信息形成状态评价函数，利用寻优算法定位故障点， 但该方法在进行大规模计算时，存在计算效率低的问题。 基于相同的思路，文献［49］采用蚁群算法对上述评价函数进行寻优求解，增强了算法的鲁棒性，但仍存在收敛速度慢和易陷入局部最优解的问题。 文献［50］提出基于人工神经网络（Artificial Neural Network，ANN）的柔性直流电网架空线的快速故障定位方法，该方法采用快速傅里叶变换分析暂态电压的频率特性以及小波变换和相模变换提取故障特征量，根据ANN 的输出结果实现母线与线路的故障定位。 笔者在文献［51］中提出一种基于电流、电流变化率等特征的BP 神经网络模型的实时故障定位方法，该保护方案可以有效、准确、快速地定位故障，并利用直流断路器和反时限过流保护隔离故障区域， 有利于提高直流电网运行的可靠性。针对BP 神经网络单次判断结果存在随机性的问题， 相关学者又对简单的BP 神经网络算法进行了改进，文献［52］中提出融合D-S 证据融合理论的直流电网故障定位与诊断方法， 显著改进了BP 神经网络分类结果的波动性，根据仿真结果，其最快故障检测速度达到0.3 ms。 目前，基于人工智能算法的故障定位技术最显著的问题是数据量过大，在线计算的实时性制约了其应用。

5 结论与展望

针对柔性直流输电中的故障分析及保护策略这一研究热点，笔者系统地分析了继电保护要求、故障类型、建模方法、保护方案积极故障定位等关键技术问题，得出以下结论：

a. 柔性直流输电技术对保护的可靠性、选择性、速动性和灵敏性要求高，由于电路形式和系统特性发生较大变化，现有的成熟的交流继电保护方案在直流并电网中不完全适用，同时交直流混合技术将大量应用于电力系统的各个环节，因此后续的研究中，应注重交直流保护技术的融合发展。

b. 单极接地故障是柔性直流电网中最常见的故障，极间短路故障是VSC 型直流电网中最严重的故障，由于换流器的模型具有高度非线性的特点， 无法求得直流故障暂态过程的解析解，目前的处理方法是在特定条件下对电路做线性化处理，模型等效性一般。 针对这一难题，在后续研究中，可尝试转变研究思路，由建模的思想转变为分析故障数据，从数据中寻求故障特征。

c. 目前柔性直流输电中的故障保护方法较多，但对于每种方法各自的优缺点尚无同时满足“四性”要求的理想保护方法；后续研究中，可尝试多种方案构成主保护并与后备保护进行时间和整定值配合，形成较完善的直流电力系统继电保护方案。

d. 随着大数据和人工智能算法的快速发展，基于数据驱动的故障定位方法必将在柔性直流输电的故障定位和保护中发挥重要作用，但目前该方法仅停留在仿真阶段；后续研究中，可尝试将基于数据驱动的定位方法在实际直流电网中进行实验验证，因此算法的实时性、可靠性等问题值得深入研究。