北极星智能电网在线讯: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。
但发展直流电网的主要技术瓶颈有3个，一个是直流侧故障的快速检测和隔离技术；另一个是直流电压的变压技术；第3个是直流线路的潮流控制技术。本文将针对直流电网发展的第1个技术瓶颈进行研究，探讨直流电网的故障保护原理。
直流电网在故障保护方面的困难主要表现在如下几个方面：（1）故障电流上升速度快，一般在故障后10ms内故障电流已上升到稳态电流。（2）稳态短路电流大，其稳态短路电流可以达到额定电流的数十倍。（3）故障过程中短路电流没有极性变化，不存在过零点，断路器灭弧困难。（4）对快速切除故障的要求极高，交流系统的故障切除时间一般为50ms及以上，而直流电网的故障切除时间一般需要控制在5ms以内，否则会对设备安全构成严重威胁。即直流电网要求的故障检测和保护动作速度要比交流系统快1个数量级以上。为了达到快速切除故障的目的，沿用交流电网由继电保护主导故障处理的思路已很难满足要求。为此，本文提出了一种基于就地检测就地保护的直流电网故障处理原理[9]，该策略具有较强的保护选择性与极佳的快速性，可有效解决上述技术难题。
1、直流断路器基本结构及动作原理
本文用于隔离故障的直流断路器模型采用ABB公司提出的混合型结构，如图1所示。
该断路器由正常通流部件和故障断流部件并联构成。其中，正常通流部件由超高速隔离开关（ultra-fastdisconnector，UFD）和负载转移开关（loadcommutationswitch，LCS）串联构成；故障断流部件由多个主断路器（mainbreaker，MB）分段串联构成。各部分的基本结构如下。
1）主断路器：为断路器的核心部件，决定了断路器的承压及断流能力。主断路器由多个分段串联而成。每个分段由一系列串联的半导体器件加一个并联的避雷器构成。为提升断路器的开断能力，
分段中的单个半导体器件可采用多个IGBT并联构成。主断路器需具备双向断流能力，并承受极对地电压。
2）负载转移开关：具体结构与主断路器分段类似，由多个开关单元串联而成，其中每个开关单元均包括若干正、反向串联的IGBT及其反并联二极管。由于其不需要承受较高的电压，因此其所需的电力电子器件较少。负载转移开关需具备双向断流能力。
3）超高速隔离开关：需具有零电流状态下快速断开电路的能力，在当前技术水平下，其开断时间为2ms左右。
混合型高压直流断路器隔离故障线路的原理如下：
（1）稳态运行时，超高速隔离开关以及负载转移开关处于闭合状态，主断路器处于关断状态。直流电流通过正常通流部件流通。
（2）当直流线路发生故障，要求混合型直流断路器开断故障线路时，首先对负载转移开关施加关断信号，经过250μs左右的延时，电流被转移到故障断流部件中。
（3）当负载转移开关完成开断动作后，对超高速隔离开关施加开断信号。经过约2ms的时间延时，超高速隔离开关完成开断动作。
（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。
