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为了进行柔性直流输电网的故障保护原理的研究，首先描述了实现柔性直流输电网故障保护的主要困难，然后提出了就地检测故障就地保护的柔性直流输电网故障保护策略，采用混合型直流断路器作为直流断路器的一般性模型，构建了一个四端直流输电网测试系统。基于该测试系统，详细比较了由继电保护系统主导的常规故障处理策略与就地检测故障就地保护策略的性能差别；同时，全范围扫描分析了就地检测故障就地保护策略的选择性。测试结果表明，所提出的就地检测故障就地保护策略在选择性、快速性和经济性上具有很大的优势。
直流电网中换流器的接线方式理论上可以有并联型、串联型和混合型3种[1]。对于并联型系统，各换流站直流电压大致相同，通过控制各换流站的直流电流可以达到功率分配的目的。串联型系统各换流器流过的电流相同，通过调节各换流器的电压达到功率分配的目的。从可靠性、经济性和灵活性考虑，直流电网中换流器的接线方式宜采用并联型接线。这样，直流电网的电压极性就是固定不变的，但由于晶闸管换流器电流不能反向，因而直流电网的潮流方向是不可变的，难以发挥直流电网的优势，故在直流输电技术发展的前50年中直流电网并没有得到大的发展。而在柔性直流输电技术出现以后，由于直流电流可以反向，直流电网的优势可以充分发挥。因而发展直流电网技术，已成为电力工业界的一个新的期望。
（4）当超高速隔离开关完成开断动作后，就对主断路器施加关断信号，主断路器断开瞬间相当于将其各分段的避雷器接入到故障线路中，使直流电网的通流路径产生突变，由于电感电流产生突变进而导致整个直流电网产生极高的过电压（可以超过额定电压的2倍），避雷器的接入使流过故障线路的电流振荡衰减到零（可以理解为有限值的电压加在无穷大的电阻上），通常故障线路电流衰减到零的过程需要10~15ms。
2、直流电网故障保护的2种基本策略
对于半桥子模块MMC加直流断路器的直流电网构网方式，如何快速检测直流故障并隔离故障线路是一个极富挑战性的问题。
常规策略是沿用交流电网的做法，先由继电保护系统判断出故障地点，然后由断路器隔离故障线路。但这种做法对继电保护系统的快速性和选择性提出了极高的要求，一般条件下要求故障定位速度比普通交流线路保护快1个数量级。如果直流电网的故障定位速度停留在点对点传统直流输电的故障定位速度上，即故障定位时间在10ms左右[12]，那么要求直流断路器切断的故障电流水平就会上升到非常高的水平，使直流断路器的造价大幅度上升。其后果是严重限制了半桥子模块MMC加直流断路器这种构网方式的应用。
另一种策略是就地检测故障就地保护的思路，包含2层意思。第1层意思是指换流器，若半桥子模块桥臂电流大于子模块额定电流2倍则换流站自动闭锁。第2层意思是指直流断路器，当流经直流断路器负载转移开关的电流大于正常最大电流的2倍时，该负载转移开关就立刻动作，并起动该直流断路器动作的整个过程。即线路两侧的断路器独立完成故障检测和跳闸动作，2者之间不需要协调。实践表明此种故障处理策略非常适合于直流电网，具有极高的快速性和选择性，可以大大降低要求直流断路器切断的故障电流水平，从而降低直流断路器的造价。
下面分别考察上述2种故障处理策略，策略1沿用交流电网做法，由继电保护系统主导故障处理过程；策略2基于就地检测就地保护的故障处理思路。
3、测试系统设计
设计的测试系统如图2所示。送端交流系统和受端交流系统都用两区域四机系统[13]来模拟。两区域四机系统的发电机及其控制系统参数以及网络结构和参数保持与原系统一致，只改变发电机出力和负荷大小以满足本测试系统的目的。直流电网是一个单极大地回流系统，所有直流线路采用4×LGJ–720线路，仿真中直流线路的基本电气参数为电阻0.009735Ω/km，电感0.8489×10−3H/km，电容0.01367×10−6F/km。4个换流器采用基于半桥子模块的MMC，其参数如表1所示，发电机出力和负荷大小如表2所示，初始运行状态如表3所示。其中，GA1—GA4、GB1—GB4分别为A、B系统1—4号发电机，LA7、LA9以及LB7、LB9分别为A、B系统7号、9号母线所连负荷，CA7、CA9以及CB7、CB9分别为A、B系统7号、9号母线所连无功补偿装置。
4、2种基本策略性能的仿真比较
4.1策略1——由继电保护系统主导的故障处理策略
考察的故障是换流站2与换流站4之间的直流线路发生单极接地短路。设仿真开始时（t=0s）测试系统已进入稳态运行。t=10ms时在正极直流开关B24线路侧发生单极接地短路。t=20ms时继电保护系统完成故障定位，直流断路器B24和B42的负载转移开关动作，t=20.25ms时对超高速隔离开关施加断开信号；t=22.25ms时超高速隔离开关完成开断，主断路器动作。整个故障过程中若桥臂电流大于子模块额定电流2倍则换流站闭锁，其中换流站1、3的子模块额定电流为1.5kA，换流站2、4的子模块额定电流为3.0kA。已闭锁的换流站统一于t=40ms时解锁，按故障前的控制策略运行。
图3给出了混合型直流断路器B24的响应特性。图4给出了混合型直流断路器B42的响应特性。图5给出了换流站的响应特性：其中（a）是流过换流站1—4平波电抗器的电流Idc1—Idc4的波形图（b）是换流站1—4端口直流电压Udc1—Udc4的波形图；（c）是换流站1—4内部桥臂电流最大值Ich1—Ich4的波形图。
从图3可以看出，对于短路点近处的断路器B24，负载转移开关动作时的电流值为23.4kA，主断路器动作时的电流为19.2kA，主断路器断开后瞬间承受的电压为933.0kV，是直流电网额定电压的1.87倍。从图4可以看出，对于短路点远处的断路器B42，负载转移开关动作时的电流值为5.5kA，主断路器动作时的电流为6.5kA，主断路器断开后瞬间承受的电压为823.5kV，是直流电网额定电压的1.65倍。从图3和图4可以看出，流过故障线路的电流需要经过约10ms才衰减到0。
从图5可以看出，对于离短路点较近的换流站2和1，流过平波电抗器的电流较大，可以分别达到14.3kA及7.3kA，桥臂电流也较大，超过其额定电流的2倍，并导致换流站2和1闭锁；B24和B42的
主断路器断开后瞬间全网过电压达到峰值，其中换流站3出口电压达到1162.5kV，超过其额定电压的2倍（峰值并不是出现在断路器断开瞬间）。
4.2策略2——基于就地检测就地保护的故障处理策略
对于本测试系统，换流站1和3的子模块额定电流为1.5kA，换流站2和4的子模块额定电流为3.0kA。因此，对于换流站1和3，当子模块电流达到3.0kA时换流站闭锁；对于换流站2和4，当子模块电流达到6.0kA时换流站闭锁。测试系统中所有直流线路正常运行条件下的最大电流都<3.0kA，因此当流经直流断路器负载转移开关的电流>6.0kA时，该负载转移开关就动作，并起动该直流断路器动作的整个过程。
首先考察换流站2与换流站4之间的直流线路发生单极接地短路故障。设仿真开始时（t=0s）测试系统已进入稳态运行。t=10ms时在正极直流开关B24线路侧发生单极接地短路。图6给出了流过8个直流断路器的电流Idc12—Idc43的波形，可以看到，故障线路两侧的断路器B24和B42分别在故障后1.6ms和8.8ms达到其动作值并动作，在断路器B24和B42动作后，流过其他断路器的电流开始下降，因而其他断路器不会动作。
然后对测试系统中的4条直流线路进行逐条故障扫描，故障点分别设为直流断路器线路侧和线路中点，考察就地检测就地保护策略的快速性和选择性。仿真结果如表4所示。由表4可以看出，就地检测就地保护的故障处理策略具有极高的快速性和选择性。下面以正极直流开关B24线路侧发生单极接地故障为例给出就地检测就地保护故障处理策略具有极高的快速性和选择性的理论解释。显然，B24线路侧发生故障后，最靠近故障点的断路器是B24和B21，因此按就地检测就地保护的故障处理原则，B24和B21应该是最先动作的断路器。但B24动作属于正确动作，而B21动作则属于误动作。下面说明为什么B21不会动作。实际上这等价于说明B24会比B21快2ms动作。这是容易解释的，因为流过B21的故障电流是由换流站1提供的，由于换流站1平波电抗器和换流站1、2之间线路的作用，流过B21的故障电流会比B24迟2ms以上达到动作电流值。而B24一旦动作，对B21来说，故障点已消失，因此就不会动作了。
为了展示策略2的完整特性并与策略1相比较，下面仍然以正极直流开关B24线路侧发生单极接地短路为例，给出相关物理量的波形图。图7给出了混合型直流断路器B24的响应特性。图8给出了混合型直流断路器B42的响应特性。图9给出了换流站的响应特性：其中（a）是流过换流站1—4平波电抗器的电流Idc1—Idc4的波形图；（b）是换流站1—4端口直流电压Udc1—Udc4的波形图；（c）是换流站1—4内部桥臂电流最大值Ich1—Ich4的波形图。
从图7可以看出，对于短路点近处的断路器B24，负载转移开关动作时的电流值为6.0kA，主断路器动作时的电流为12.6kA，主断路器断开后瞬间承受的电压为890.6kV，是直流电网额定电压的1.78倍。从图8可以看出，对于短路点远处的断路器B42，负载转移开关动作时的电流值为6.0kA，主断路器动作时的电流为7.1kA，主断路器断开后瞬间承受的电压为831.9kV，是直流电网额定电压的1.66倍。从图7和图8可以看出，流过故障线路的电流需要经过约10ms才衰减到0。
从图9可以看出，对于离短路点较近的换流站2和1，流过平波电抗器的电流分别达到6.6kA和4.6kA，桥臂电流未超过其额定电流的2倍，换流站2和1无需闭锁；B24和B42的主断路器开断瞬间全网过电压达到峰值，其中换流站3出口电压达到1054.0kV，超过其额定电压的2倍（峰值并不是出现在断路器断开瞬间）。
针对正极直流开关B24线路侧发生单极接地短路故障，表5给出了2种故障处理策略的性能比较。
5、结论
本文提出了针对直流电网的就地检测故障就地保护策略，与常规由继电保护系统主导的故障处理策略相比，就地检测故障就地保护策略有如下优势：
1）该策略具有很好的保护选择性，解决了直流电网的故障点检测难题。
2）该策略具有极佳的快速性，可以快速隔离故障线路，大大降低故障对直流系统的冲击。
3）该策略大大降低了直流断路器需要开断的故障电流水平，从而大大降低了直流断路器的成本，十分有利于直流电网的发展。
文章来源:高电压技术 作者:徐政 刘高任 张哲任
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