南瑞科技线路保护装置「南瑞集团电网调控技术分公司」

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针对多端柔性直流配电网的故障快速识别、定位及隔离这一关键技术难题，国电南瑞科技股份有限公司的研究人员李辉、吴海、胡国、鲍柏舟，在2022年第4期《电气技术》上撰文，利用配电网中相邻直流配电终端节点的故障识别特征信息，提出一种基于面向通用对象的变电站事件（GOOSE）等通信方式的直流配电网分布式区域保护方法，能够实现故障快速定位及隔离功能。

电力塔 线塔

多端柔性直流配用电系统具有友好接纳分布式新能源、适应多样化电力负荷、供电可靠性高等特点，将成为未来电网的一个重要组成部分。直流配电系统运行控制方式多变、各类电力电子装置交互影响，故障后故障电流上升快，而电力电子设备过电流能力很弱，如何实现故障快速隔离，成为系统实现安全可靠运行的难题，亟需深入研究。

多端柔性直流配电网故障类型复杂多样，短路电流大、破坏性强、涉及范围广，受电力电子设备闭锁影响，故障电流存在时间短、故障定位和快速检测困难，采用传统分段保护通过微秒、毫秒、秒级保护之间的协调配合难以实现。目前，广泛采用限流方式降低故障电流的上升速度，使故障量的存在时间延长至数百毫秒级。

本文在此基础上提出一种基于面向通用对象的变电站事件（generic object oriented substation event, GOOSE）通信的直流配电网分布式区域保护。该技术能够解决多端直流配电网系统多电源、多结构、多种运行方式（合环、开环、并网、孤岛等）、网络拓扑变化情况下的故障精确定位及隔离，方法简单，定位快速（几十毫秒内即可完成）准确，易于工程实现。

1 基于GOOSE通信技术的分布式区域保护方法

1.1 保护原理

直流配电网发生故障时，故障电流总是从非故障区流向故障区。将复杂的直流配电网通过直流馈线终端分解成若干个独立区域单元，每个区域单元就是一个独立的故障预判区。在一个区域单元内，各直流配电终端采用对等GOOSE通信方式实现终端间的信息交互，快速实现直流配电系统故障定位、隔离。

分布式故障定位技术，以节点为中心进行故障区域定位，节点只需与区域内其他相邻节点进行信息共享，计算量小、交互信息量小、判别逻辑简单清晰，对处理器要求不高，适合集成于配电终端设备。本节点只负责逻辑判断自己是否处于故障区域，而不负责其他节点的逻辑判断，实现真正意义上的故障定位隔离功能。

1.2 直流配电网拓扑结构区域单元划分

首先对直流配电网拓扑结构进行区域单元划分。拓扑结构中每一个节点和与其相邻的节点组成一个区域单元，此节点称为区域单元的中心节点，与其相邻的节点为边界节点，区域单元作为独立的故障预判区。

直流配电网网架结构如图1所示，可分为（1）～（16）共16个区域单元。

图1 直流配电网网架结构

区域单元（1）：节点1为中心节点，节点2、16为边界节点。区域单元（2）：节点2为中心节点，节点1、4、16为边界节点。区域单元（3）：节点3为中心节点，节点4、5为边界节点。区域单元（4）：节点4为中心节点，节点2、3、5为边界节点。区域单元（5）：节点5为中心节点，节点3、4、6、7为边界节点。区域单元（6）：节点6为中心节点，节点5、7为边界节点。区域单元（7）：节点7为中心节点，节点5、6、8为边界节点。区域单元（8）：节点8为中心节点，节点7、9、10为边界节点。区域单元（9）：节点9为中心节点，节点8、10为边界节点。区域单元（10）：节点10为中心节点，节点8、9、12为边界节点。区域单元（11）：节点11为中心节点，节点12、13为边界节点。区域单元（12）：节点12为中心节点，节点10、11、13为边界节点。区域单元（13）：节点13为中心节点，节点11、12、14、15为边界节点。区域单元（14）：节点14为中心节点，节点13、15为边界节点。区域单元（15）：节点15为中心节点，节点13、14、16为边界节点。区域单元（16）：节点16为中心节点，节点1、2、15为边界节点。

每个区域单元作为独立的故障预判区，需确立组成此区域单元的节点故障电流的参考方向。由于中心节点本身位于区域内，不考虑电流方向；对于边界节点，在中心节点里，统一规定边界节点电流流入区域单元内的方向为正方向，流出为反方向。

以图1为例，对于区域单元（5），中心节点5不考虑电流方向，边界节点3、4、6、7电流参考方向如图中箭头所示；对于区域单元（6），中心节点6不考虑电流方向，边界节点5、7电流参考方向如图中箭头所示；对于区域单元（7），中心节点7不考虑电流方向，边界节点5、6、8电流参考方向如图中箭头所示。

1.3 故障定位

以中心节点与边界节点组成的区域单元，按照1.2节中定义的边界节点参考方向，在中心节点实现对边界节点类型的划分。

若边界节点实际故障电流方向与参考方向相同，则此边界节点为中心节点的流入边界节点；若边界节点实际故障电流方向与参考方向相反，则此边界节点为中心节点的流出边界节点；若边界节点无故障电流流过，则此边界节点为中心节点的无流边界节点。

边界节点的划分是在故障发生时，即中心节点过电流或收到边界节点过电流信号，此时中心节点的分布式区域保护启动，依据此故障情况下各边界节点的实际故障电流方向与参考方向的比较，实时动态划分边界节点类型，从而实现中心节点对此故障的逻辑判断。

依据故障电流流向总是从非故障区流向故障区域的原则可知，只要某一区域单元存在流出边界节点，那么此区域单元内的中心节点就是非故障节点。

以多端柔性直流配电网系统中的每个区域单元作为一个故障预判区域，由中心节点来判断中心节点是否处在故障区域。中心节点判断逻辑如下：

1）区域单元存在流出边界节点，中心节点为非故障节点。

2）区域单元不存在流出边界节点，如果中心节点过电流或存在流入边界节点，则可判断中心节点为故障节点，否则中心节点为非故障节点。

3）区域单元内中心节点与某边界节点通信异常，且无法通过区域内其他通信正常的边界节点准确判定时，只要中心节点过电流，就直接把中心节点定位为故障节点。

以图1为例说明分布式区域保护故障定位实现原理。若故障点发生在节点5、6、7之间，此时直流配电网中能检测到故障电流的节点都会启动各自区域单元的分布式区域保护（以此节点作为中心节点的区域单元或以此节点作为边界节点的区域单元）。

区域单元（5）：中心节点5过电流，边界节点3、4、6、7实际故障电流方向与参考方向相同，都是中心节点5的流入边界节点，此区域单元为故障区，中心节点5为故障节点。

区域单元（6）：中心节点6过电流，边界节点5、7实际故障电流方向与参考方向相同，都是中心节点6的流入边界节点，此区域单元为故障区，中心节点6为故障节点。

区域单元（7）：中心节点7过电流，边界节点5、6、8实际故障电流方向与参考方向相同，都是中心节点7的流入边界节点，此区域单元为故障区，中心节点7为故障节点。

区域单元（3）：中心节点3过电流，边界节点4是中心节点3的流入边界节点，边界节点5是中心节点3的流出边界节点，此区域单元为非故障区，中心节点3为非故障节点。

区域单元（4）：中心节点4过电流，边界节点2、3是中心节点3的流入边界节点，边界节点5是中心节点4的流出边界节点，此区域单元为非故障区，中心节点4为非故障节点。

区域单元（8）：中心节点8过电流，边界节点7是中心节点8的流出边界节点，边界节点9、10是中心节点8的流入边界节点，此区域单元为非故障区，中心节点8为非故障节点。

依次类推，可知作为其他区域单元中心节点的节点都为非故障节点。

1.4 故障隔离

当确立了区域单元的中心节点为故障节点后，中心节点处的直流终端只负责切除中心节点，实现本节点对故障区的隔离。

在1.3节中，以节点5、6、7为中心节点的区域单元（5）、（6）、（7）为故障区域，实现对故障的准确定位，即节点5、6、7在故障区域内，此时节点5、6、7根据自身的故障判断，完成各自出口跳闸，实现对故障点的完全隔离。

由于区域单元的划分是基于实际直流配电网网架结构，当直流配电网结构确定后，相应的节点关系也就唯一确定，运行方式改变（开环、闭环、孤岛、并网等）带来的网络拓扑变化不会影响此节点关系；直流配电网新增分支节点时，也只影响与之相邻的节点，可通过修改相邻节点的GOOSE配置文件来适应。

由于GOOSE通信的实时性，故障定位可在几十毫秒内完成，极大地提高了保护的快速性。此故障定位判据简单可靠、无需复杂的矩阵乘法运算、计算量小、定位快速准确、适应性强、不受运行方式及网络拓扑变化的制约，所受约束条件少，易于实现。

2 分布式区域保护的实现

直流配电网发生短路故障时，在换流器的桥臂和换流阀中会产生很大的过电流。为了保护直流设备，换流阀闭锁时间整定得越短越好。但是，换流阀闭锁后保护故障定位所需的电压、电流等电气量会迅速下降，可能导致故障定位未能及时完成。因此，想要完成线路故障的准确定位，需要考虑上述两方面因素来配置换流阀的闭锁时间，使之既能满足故障定位所需时间，又不损坏直流设备。

目前在直流配电系统示范工程中多采用增加限流设备的方式以维持故障存在时间达到几十毫秒，同时把故障电流维持在2倍的额定电流以下，来配合直流保护的故障识别定位及切除。基于GOOSE等通信方式的直流配电网分布式区域保护方法是基于含限流设备的多端柔性直流配电系统。

以图1中区域单元（5）为例，来说明分布式区域保护在节点5直流配电终端的实现方案。

3）节点5通过GOOSE对等通信方式，实时接收其边界节点3、4、6、7的方向过电流信号和开关状态。

4）节点5根据GOOSE通信实时传输来的各个边界节点处开关是否处于合位状态来确定区域单元边界，区域单元一旦确定，无论有无某边界节点通信异常状态，只要存在通信正常的流出边界节点，就可判断出本节点（区域单元的中心节点，在此指节点5）处于非故障区，具体判断逻辑如图2所示。若判断出节点5为故障节点，则本节点只负责跳开节点5处安装的开关，其边界节点的故障判断由其本身作为中心节点的分布式区域保护来实现。

图2 判断逻辑

3 仿真试验

3.1 试验模型

本文依托苏州中低压直流配用电系统示范工程，利用实时数字仿真（real time digital simulation, RTDS）系统建立低压直流供电系统仿真模型，在不同区域单元内模拟不同的故障。模型网架结构如图3所示，模型参数见表1。

图3 模型网架结构

表1 模型参数

3.2 仿真分析

1）运行方式1

分别模拟K1、K2、K3、K5、K6、K7短路故障，分布式区域保护动作情况见表2。

表2运行方式1分布式区域保护动作情况

K1、K6发生故障时，其供电负荷侧无电压无电流，分布式区域保护不会启动，故障隔离由首开关CB1、CB2配置的电流闭锁失电压保护完成。

2）运行方式2

分别模拟K1、K2、K3、K5、K7短路故障，分布式区域保护动作情况见表3。

表3运行方式2分布式区域保护动作情况

K1发生故障时，其供电负荷侧无电压无电流，分布式区域保护不会启动，故障隔离由首开关CB1配置的电流闭锁失电压保护完成。

3）运行方式3

分别模拟K2、K3、K5、K6、K7短路故障，分布式区域保护动作情况见表4。

表4运行方式3分布式区域保护动作情况

K6发生故障时，其供电负荷侧无电压无电流，分布式区域保护不会启动，故障隔离由首开关CB2配置的电流闭锁失电压保护完成。

4）运行方式4

分别模拟K2、K3、K4、K5、K7短路故障，分布式区域保护动作情况见表5。K4发生故障时，其供电负荷侧无电压无电流，分布式区域保护不会启动，故障隔离由首开关CB4、CB5配置的电流闭锁失电压保护完成。

表5 运行方式4分布式区域保护动作情况

仿真结果表明，对于复杂直流配电系统各个区域故障点的模拟，本方案既能可靠实现保护动作，实现故障区域完全隔离，又能有效防止扩大非故障区停电范围。

4 结论

本文针对复杂直流配电系统，提出基于GOOSE通信技术的直流配电网分布式区域保护方法。该方法具有以下优点：

1）一旦网架结构确立，不受开环、闭环等运行方式改变的影响。

2）故障定位快，可靠性高，对配电网的冲击较小，可缩短电容充电过程，加快供电恢复速度。

3）区域单元内交互信息少且对等通信，保证了信息传送速度。

4）每个节点作为单元中心节点独立逻辑判断本身是否为故障节点，独立出口隔离，互不影响。

5）能够实现故障区域完全隔离，实现最小停电范围，适用于分散能源介入的多端柔性直流系统。

本文所提方法不仅能够有效实现复杂直流配电系统的故障定位，而且能够达到完全故障隔离，对于直流配电网系统的安全运行具有重要意义。

本文编自2022年第4期《电气技术》，论文标题为“基于GOOSE通信技术的直流配电网分布式区域保护方法”，作者为李辉、吴海 等。