秦红霞，孙 刚，时伯年，邢晓刚，赵宇明

柔性直流配网极间故障控制保护策略与主设备参数配合研究

秦红霞1，孙 刚1，时伯年1，邢晓刚1，赵宇明2

(1.北京四方继保自动化股份有限公司，北京 100085；2.深圳供电局电力技术研究中心，广东 深圳 518048)

直流配电网在改善供电可靠性和电能质量、实现分布式电源无扰并网以及城市直流负荷接入等方面，相比交流配网有较大优势。然而直流线路具有故障电流上升速度快、峰值大的特点，极易损坏换流器件及设备绝缘，因此，对直流线路的故障处理提出了较高的要求。基于MMC的柔性直流配电网可以通过接地方式的设计实现直流线路单极故障穿越，而危害更大的极间短路故障尚无很好的处理方法。以背靠背典型两端直流配电网为例，分析了直流线路极间短路故障时的暂态特性及其对交流系统、换流器及直流侧的影响。分析了极间故障时的控制保护策略及其与主要设备参数的配合关系。在电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC下进行了直流线路极间短路故障的仿真研究，验证了该控制保护配置与主设备参数配合策略的正确性。

柔性直流配电网；保护配置；直流线路；极间故障

0 引言

柔性直流配电系统是基于电压源型换流(Voltage Sourced Converters，VSC)技术，采用IGBT等具有可关断电流能力的晶闸管构成的换流器，通过脉冲调制技术实现无源整流逆变，以直流电流向负荷送电的配电系统。与交流配电网相比，直流配电网能够减少分布式能源及直流负荷接入电网所需的换流环节，提高功率转换效率和电能质量，降低线路成本、配电损耗、电磁辐射，具有利于分布式电源、直流负荷接入以及较强的规划拓展等优势[1-3]。

模块化多电平换流器(Modular Multi-level Converter, MMC)相对于传统两电平或三电平VSC，具有易于扩展、谐波畸变小、开关损耗低、没有换相失败、有功无功功率可独立灵活控制等优点[4-5]，成为柔性直流配电网的优选拓扑之一。

柔性直流配电网的直流线路的故障处理是实现直流配网应用的关键技术，其中主要技术难点是直流故障电流发展迅速、故障电流开断困难，目前国内外的学者对直流线路的故障处理进行了深入的研究探索。

从原理上分析处理直流线路故障的方法有以下几种[6]：1) 利用交流侧开关设备断开直流系统与交流电网的联系，但该方法响应速度较慢、重启动配合动作时序复杂、系统恢复时间较长；2) 利用换流器自身控制实现直流侧故障的自清除，如文献[7-10]提供的改进型换流器拓扑，但需要增加开关器件等硬件投入；3) 利用直流侧设备限值、开断故障电流，如文献[11]提出的电阻型超导限流器，文献[12]提出的混合式直流断路器器等，但直流断路器及限流器对技术要求较高，且价格昂贵。

但随着电力电子器件的快速发展，陆续出现了中低压的直流断路器试验样机以及工程应用，混合式直流断路器有可能成为直流配电网直流故障处理的主流方式。因此，本文以混合式直流断路器为直流故障处理的主设备，分析基于MMC的双端柔性直流配电网的极间故障特性。

1 双端柔性直流配电网典型拓扑

±10 kV典型双端柔性直流配电网采用如图1所示的“手拉手”式网络结构，包括两层直流配电母线，高压侧电压等级±10 kV，低压侧电压等级±400 V；系统两端采用 MMC(Modular Multi-level Converter, MMC)换流器；交流负载、交流微网等设备通过VSC1、VSC2两电平换流器与直流配电网相联；直流微网及直流负荷通过直流变压器DCSST1、DCSST2与直流配网相联。交直流微网主要是由光伏、风电等分布式电源组成，经电力电子设备转换及相应的控制后可实现新能源的无扰动并网。

图1 典型柔性直流配电网主接线图Fig. 1 Main wiring topology structure of typical VSC-DC distribution network

其中换流变压器采用Y/△联接方式、变比110 kV/ 10 kV；阀侧采用中性点经高电阻接地方式，既可箝位直流电压、保持直流正负极电压对称，又能限制单极短路故障下的过电流水平，保证设备和人身安全[13]。直流线路L1~L5的采用直流电缆的输电形式以减少直流线路发生故障的概率，且每条直流线路的两端均配置有直流断路器。

根据设备所处的不同区域，柔性直流配电网的典型故障可分成三类：交流侧故障、换流器故障以及直流线路故障，如图2所示。各故障类型的保护动作策略介绍如下。

图2 柔性直流配电网典型故障位置Fig. 2 Fault position of MMC based flexible DC distribution network

1) 交流侧 F1故障时，换流变压器过电流保护动作跳开交流断路器ACB1，闭锁MMC1。

2) 换流器内部F2故障时，相应保护(桥臂过流、桥臂电抗器差动保护等)动作并跳开交直流断路器ACB1、DCB1、DCB2以隔离故障，闭锁MMC1。

3) 直流线路F3单极故障时，基于MMC的柔直配电网通过换流变压器阀侧高电阻接地的方式，限制故障电流大小以实现故障穿越，即允许带故障运行一段时间[13]。

4) 直流线路 F4极间故障时，直流线路上的保护(低电压过电流、线路过流保护等)动作跳开直流断路器DCB1、DCB2以隔离直流线路故障，并闭锁MMC1；一般要求交流断路器ACB1不动作，即交流系统处于热备用状态以节省直流系统的再恢复时间。

2 直流线路极间故障时MMC暂态特性分析

2.1 MMC拓扑结构

本文中MMC采用目前被接受、被研究最多的半桥子模块拓扑结构(HBSM) ，如图3所示。这种结构所用器件最少、损耗最小，虽然它不具备清除直流侧故障电流的能力，但所配备的直流断路器可完全开断直流侧故障。

其中，交流系统用等值电源SU、等值电感sL表示；换流变压器用等值电感TL表示；换流器由 3 个相单元组成，每相上、下桥臂由偶数个子模块(sub-module，SM)串联组成。 SM 由上部绝缘栅双极晶体管(Insulated Gate Bipolar Transistor，IGBT) T1、上部二极管 D1、下部 IGBT T2、下部二极管D2 及子模块电容器组成，上下桥臂中共有2n个子模块，任一时刻每相中有n个模块导通，电容值用C0表示，桥臂电抗器电感值用 L0表示。

图3 半桥型换流器拓扑结构图Fig. 3 Topology of HBSM-MMC

2.2 MMC直流线路极间故障机理

直流线路正负极间故障是柔直配电网非常严重的故障，其故障特征与接地方式无关。故障发生时，交流侧和直流侧将同时向故障点馈入故障电流。考虑到实际系统中如此大的故障电流会烧毁 IGBT，因此实际工程中 IGBT 具有可靠的自保护功能，使其在直流故障发生后能够立即关断。然而，由于半桥拓扑子模块中续流二极管的存在，即使IGBT关断交流系统仍会提供短路电流。这不仅危及换流设备本身，也使得直流侧的故障未能得到完全的隔离，影响电网的安全可靠运行。

以交流AB相为例说明直流线路极间短路故障的暂态特性。可将该暂态过程分为换流器闭锁前阶段和闭锁后阶段。闭锁前故障电流主要由子模块电容放电电流和交流系统馈入电流组成。闭锁后故障电流主要是流经续流二极管D2的交流系统馈入电流。短路电流的故障通路如图4所示，蓝色通路表示电容放电通路，红色部分是交流系统的馈入电流。

图4 直流极间故障时故障电流通路Fig. 4 Fault current path when pole-to-pole fault

子模块电容的快速放电回路中2个桥臂电抗器串联，用02L表示；n个电容并联，用02 /2C 表示。通常回路中的等效电阻远小于，因此该放电过程实际上是一个二阶欠阻尼振荡过程，放电电流的计算公式为

式中：t为放电电流衰减时间常数；w为振荡放电角频率；0I为回路中的放电瞬间电流值。

由上式可见，电容放电电流存在一个最大值，与子模块电容0C、桥臂电抗器0L及故障时刻的回路电流0I有直接关系；通过增大0L可减小放电电流的幅值，延后放电电流最大值的到达时间。

换流器闭锁后，子模块电容不存在放电通路，仅由桥臂电抗通过续流二极管D2馈入交流电网的故障电流。但只要交流断路器ACB1不跳开，交流电网的馈入电流就会一直存在，此时的故障特征相当于交流系统的三相短路。

式中：R是交流系统等效电阻；L是交流系统等效电抗、换流变压器等效电抗与桥臂电抗的和；是交流系统的相角；是故障时刻的交流系统相角。从上式可以看出，通过增大系统阻抗、换流变压器的等效阻抗或桥臂电抗器电感值均可以限制短路电流的幅值。

综上所述，直流线路极间故障电流在闭锁前上升速率快、幅值大，闭锁后仍有相当于三相短路的故障电流存在，若不及时隔离故障，整个直流系统都会受到严重危害。

3 直流线路极间故障控制保护策略研究

3.1 主设备参数选取原则

柔性直流配电网主设备包括换流变压器、桥臂电抗器、IGBT模块、子模块电容器、续流二极管以及直流断路器等。本文从直流线路极间短路的角度分析主设备参数的选取原则。

直流线路发生极间短路故障时，开关器件必须能够承受可能出现的过电流。当极间短路发生在换流器直流出口处时，故障电流幅值最大，由式(1)、式(2)可知，桥臂故障电流的峰值可表示为

由式(3)可知，桥臂电流峰值主要由子模块数目n、子模块电容0C、桥臂电抗器0L以及交流系统等效阻抗所决定。其中IGBT模块数目以及子模块电容器的参数与工程的输送容量、直流电压等系统参数以及经济指标息息相关。因此在实际工程应用中，系统参数一旦确定，子模块数n、子模块电容0C的参数也基本确定。

理论上IGBT的最大允许通过电流应该大于peaki才能保证其在极间短路时不被损坏。但这种方法价格昂贵，工程中通常可采用故障后闭锁换流器和增大桥臂电抗器感值的方法限制故障电流大小。

假设换流器从故障时刻到闭锁的延时为 tD，该时间段内故障电流升高的最大值为maxI ，则 IGBT的允许电流必须大于此值。闭锁后到直流断路器隔离故障前，续流二极管D2可承受电流必须大于交流系统馈入的最大电流，即式(3)加号右侧数值所示。

由式(1)可知，增大桥臂电抗器感值即可限制故障电流幅值又能限制故障电流上升率 k。在极间短路瞬间，假设上下桥臂电流相同且子模块电容电压未突变且忽略放电回路的固有电阻，则由基尔霍夫电压定律有

直流断路器参数主要应关注最大故障开断电流以及故障开断时间。开断短路电流的能力上限由选取的电力电子开关器件决定，一般与器件类型、短路电流通流时间和串并联个数相关；故障开断时间主要受能量缓冲吸收支路的响应时间决定，中压混合式直流断路器约在5 ms上下[14]。

综上所述，直流线路极间故障隔离需要考虑MMC子模块参数、桥臂电抗器感值、直流断路器性能以及经济性等综合指标。

3.2 控制保护策略及主设备配合关系

为保护直流设备安全及柔性直流配电网的稳定运行，检测到直流线路极间故障后应尽快隔离故障。限制和隔离故障的方法有换流阀闭锁、断开直流断路器或断开交流断路器。但为缩短柔性直流配电网的故障停电时间，需要考虑直流线路故障后快速恢复供电的可能性。因此在该故障类型下不允许交流系统侧断路器动作，即要求交流系统在直流线路故障后保持在热备用状态。以下将详细分析交直流断路器和换流阀闭锁的配合问题，并且假设系统所选取的混合式直流断路器的最大开断能力和开断时间已经选定。

发生直流线路故障后，要求交流侧断路器在直流断路器跳开前可靠不动作。由式(2)可知，流过换流变压器的故障电流大小受系统等效电阻、电抗及其自身电抗值的限制。对于特定的交流电网而言，可通过增大换流变压器阻抗限制其短路电流幅值或按躲过直流断路器动作时限的保护整定方法，保证故障期间交流断路器不动作。

直流断路器与换流阀闭锁在时序上的配合问题，需综合考虑短路电流上升率、直流断路器最大开断电流和换流阀闭锁时间等方面。倘若选取直流断路器先开断的控制保护策略，即：极间故障期间换流阀不闭锁，由直流线路保护判定故障位置、直流断路器隔离故障，而后根据当前的拓扑结构切换运行方式最终重新恢复稳定。在直流断路器参数性能确定的情况下，主要通过两种方法实现阀不闭锁。

1) 在换流阀允许的电流范围内，增大换流阀自身的保护动作阈值或延长保护动作时限。

2) 增加直流线路限流电抗器电感值限制短路电流的上升率，将换流阀的闭锁时间推迟到直流断路器动作之后。

受开关器件型号、经济性及工程实用等方面的限制，方法 1可调节的范围不大。本文主要考虑通过方法2限制故障电流的幅值和上升速率[14]，以达到延迟闭锁时间的目的。桥臂电抗值选取的上限受换流器的额定容量及运行范围限制，若该值取的过大也会造成直流系统的不稳定[1]，可参照式(5)确定桥臂电抗器最大值。

该控制保护策略的优势是换流阀不闭锁能够实现柔性直流配电网的不间断运行，提高供电效率。但该策略要求选取合适的桥臂电抗值，否则会引起直流系统的振荡；同时，该策略依赖于直流线路保护的可靠动作和直流断路器的准确断开。考虑到直流配电系统的阻尼小、故障发展迅速，快速准确的直流线路保护方案尚不成熟并且大容量换流阀成本较高，可见该策略应用的难度较大。

倘若极间故障后选取换流阀先闭锁直流断路器后开断的控制保护策略，即：阀体保护检测到故障后迅速闭锁换流阀以限制故障电流的继续升高，随后由直流线路保护跳开直流断路器隔离故障。由于柔直配网的短路电流传播速度快且可能蔓延至未发生故障的直流线路，这里采用前加速的直流线路故障隔离方法，即直流线路快速保护检测到极间故障后立即无选择性的跳开保护区域内的直流断路器，之后控制系统再根据传来的直流线路的故障定位信号重合误动作的直流断路器，恢复柔直配电系统的供电。

该控制保护策略的优点在于：允许非故障线路的直流断路器跳开，对保护的动作准确性要求不高；换流阀闭锁迅速，降低了换流阀损坏的风险。但该策略由于扩大了故障影响范围，需要再由控制保护系统重合非故障线路的直流断路器，延长了柔故障后恢复时间。考虑到柔性直流配电网多采用直流电缆传输电能，发生极间故障的可能性较小且一旦发生后多为永久性故障，可见上述控制保护策略在目前的技术范围内有较大优势。

4 仿真验证

按图1所示的拓扑结构在PSCAD/EMTDC仿真平台上搭建典型两端柔性直流配电网仿真模型，并对直流线路的极间故障的控制保护策略及主设备的配合关系进行了仿真验证。

仿真模型中直流线路采用直流电缆的形式，L1~L5的长度及电阻参数见表1所示。各接口换流器的电压和容量参数如表2所示。

表1 直流配电系统线路长度及电阻Table 1 DC cable line parameters

表2 各换流器的电压和容量Table 2 Voltage and capacity of VSCs

由上述参数计算有，MMC子模块中上下桥臂的额定电流

假设MMC1换流器出口处发生极间短路故障，通过选取不同的桥臂电抗值进行仿真参数，设置换流阀闭锁保护的电流整定值为，仿真得到短路电流上升速率及换流阀闭锁时间数据如表3所示。

表3 不同桥臂电抗值L0下仿真数据Table 3 Simulation results in different parameters of L0

可见随着桥臂电抗值的增加，换流阀闭锁的时刻逐渐推延。同时需要指出的是，当直流电抗器阻值增大到100 mH以上时，直流电流波形会出现一定程度的振荡，即直流电抗器阻值过大将会导致系统不稳定，因此需要结合系统参数来控制直流电抗器的上限值，保证系统稳定。综合考虑直流断路器与换流阀的闭锁配合关系，桥臂电抗器电感值可选在8 mH左右。

若故障后换流阀不闭锁、直流断路器不动作，则直流线路故障电流如图5所示。从图中可见，故障电流迅速上升至7.5 kA后稳定在3.8 kA左右。故障电流最大值约为额定电流的6倍，对直流设备的危害极大。

若故障后换流阀闭锁、直流断路器不动作，则直流线路的故障电流如图6所示。由图可见，故障发生后约3 ms内换流阀闭锁，故障电流最大幅值被抑制在4 kA左右，但闭锁后故障电流仍存在并维持在3.8 kA左右。

若故障后换流阀不闭锁而由直流断路器跳闸隔离故障，则直流线路的故障电流如图7所示。由图可见，故障后5.8 ms直流断路器跳开隔离故障，但此时故障电流已持续上升至5.5 kA，幅值较大。

若故障后换流阀闭锁且直流断路器跳闸，则直流线路的故障电流如图8所示。由图可见换流阀闭锁后5 ms内直流断路器可完全开断故障电流；这种情况下故障电流幅值最小且持续时间最短，有利于保护直流设备及故障后系统再恢复。

图5 无保护时直流线路极间故障电流图Fig. 5 Fault current at DC line pole to pole fault without protection

图6 换流阀闭锁后直流线路极间故障电流图Fig. 6 Fault current at DC line pole to pole fault when IGBT blocked

图7 阀闭锁、直流断路器跳开极间故障时桥臂电流图Fig. 7 Fault current at DC line pole to pole fault when IGBT blocked and DC breaker tripped

图8 直流断路器跳开后极间故障时桥臂电流图Fig. 8 Fault current at DC line pole to pole fault when DC breaker tripped

5 结论

本文针对双端典型柔性直流配电网，介绍直流线路发生极间故障的控制保护策略及其与主设备的配合关系。并通过PSCAD/EMTDC平台搭建了模型并进行了极间故障的仿真验证，结论如下：

1) 通过综合考虑短路电流上升率、直流断路器最大开断能力和换流阀闭锁动作时间等因素，提出了两种直流线路极间故障时柔性直流配电网的控制保护故障处理策略，并分析了其优缺点。

2) 直流线路极间故障后，换流阀先闭锁直流断路器后动作的控制保护策略对换流阀参数和保护方案的选择要求相对较低，且采用前加速的直流线路极间故障隔离方法比较适用于现阶段的技术水平；可为以后实际工程的直流极间故障穿越研究提供一定参考。

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(编辑 张爱琴)

Research on control and protection strategy of MMC based DC distribution grid with interpoles fault

QIN Hongxia1, SUN Gang1, SHI Bonian1, XING Xiaogang1, ZHAO Yuming2
(1. Beijing Sifang Automation Co., Ltd., Beijing 100085, China; 2. Shenzhen Power Supply LLC, Shenzhen 518048, China)

The DC distribution network has great advantages on improving the reliability, power quality, and accessing the distributed power and DC load. However, when a fault occurs, the DC current will rise fast and have great peak value, and it may damage the converter and insulation equipment. So, the DC line fault handing strategy is strictly required. MMC based DC distribution network can achieve line-ground fault crossing via designing a proper grounding method, but there is still no method to handle the line-line fault. In this paper, the transient characteristics of line-line fault and its impact on AC and DC system is studied in a back to back DC distribution network. A line-line fault control and protection strategy is proposed and its cooperation with main equipment parameters is researched. Simulation is conducted on PSCAD/EMTDC, and the results verify the correctness of control, protection and cooperation method. This work is supported by National High-tech R & D Program of China (No. 2015AA050103).

VSC based distribution grid; protection configuration strategy; DC line; pole to pole fault

2016-03-31；

2016-07-26

秦红霞(1971-)，女，高级工程师，研究方向为电力系统自动化、电力系统保护与控制；E-mail: qinhx@sf-auto.com

孙 刚(1986-)，男，硕士，研究方向为柔性直流输电控制保护技术；E-mail: sungang@sf-auto.com

时伯年(1976-)，男，博士，研究方向为智能微电网控制技术及电力系统广域保护。E-mail: shibonian@sf-auto.com

10.7667/PSPC201642

国家863课题“紧凑化多端柔性直流配电网控制保护关键技术”(2015AA050103)