图1 直流配电网络拓扑
Fig.1 DC distribution network topology
摘要 直流配电网内故障元件的快速、可靠识别及准确隔离是直流配电网的技术难点之一。针对故障自清除型换流器结合快速隔离开关的直流配电方式，该文提出一种无需检测线路两端电气量的故障元件识别方法。研究了基于网络结构及母线电气量的母线虚拟电压计算方法；利用母线虚拟电压在不同故障位置时的差异，研究直流线路故障的快速识别及定位方法，并提出利用换流器内子模块投切选择实现母线故障与线路端部故障的辅助识别方法。该故障元件识别方法仅利用换流器出口电流和母线电压实现全配电网的故障元件快速识别，而无需测量线路两端电气量，且不受配电网结构限制，兼顾了经济性和可靠性。
关键词：直流配电网 故障自清除型换流器 故障元件识别 母线虚拟电压
与交流配电网相比，直流配电网具有控制灵活、换流环节少、可靠性高以及电能质量高等显著优势[1-3]，越来越多的国家将直流配电方式作为当前研究热点及未来电网的重要发展方向[4]。然而，直流配电网一般采用电压源型换流器，其故障电流上升速度快且无过零点，导致故障电流清除难度很大[5-6]。目前，直流配电网的故障隔离方法主要有两种：①采用半桥子模块拓扑换流器，并加装直流断路器开断故障电流；②采用故障自清除型换流器，并加装快速隔离开关清除故障[7]。由于直流断路器受到成本、动作速度及可靠性等限制，目前应用尚未成熟，因此故障自清除型换流器结合快速隔离开关的直流配电方式已成为重要的研究和应用方向之一[8]。
采用故障自清除型换流器的直流配电网发生故障后，由于隔离开关没有断流能力，配电网中换流器全部进行故障自清除操作使故障支路电流变为零后，才能利用隔离开关完成故障隔离。由于在故障隔离期间无需识别故障元件，因此无需快速动作的保护发出故障清除命令，但在整个系统故障电流清除后仍需要准确识别故障元件并发出相应的隔离信号。在故障自清除型换流器直流配电网中，准确的故障元件识别方法是实现快速故障恢复的关键技术之一。
虽然采用故障自清除型换流器的直流配电网与采用直流断路器的直流配电网在故障电气特性和故障隔离方式上有所区别[9]，但二者的故障元件识别方法在原理上基本一致，且大多数文献中仍称其为保护原理。直流配电网的保护原理可分为电压电流保护[10-11]、边界保护[12]、行波保护[13-14]、距离保护[15]及纵联保护[16]等。其中，基于双端量或多端电气量的纵联保护在原理上具有较好的选择性，又由于配电线路较短，数据通信的延时较小，因此更适用于直流配电网。文献[13]针对星型结构的配电网，利用小波变换系数计算故障行波到达各换流站的时间，测量故障行波到达不同换流站的时间差并分析其与故障位置的关系，实现对故障线路的识别。文献[15]研究了故障高频信号在换流器开关过程中的回路，建立不受控制策略影响的换流器高频恒定阻抗等效模型，进而提出一种基于高频突变量的距离保护。文献[16]提出一种故障全电流相关性检验的纵联保护方法，指出区内外故障时线路两端电流相关性不同，并基于t检验算法将检验统计量
作为评估指标，进而实现故障区域的识别。文献[17]在直流线路上配置了分布式光学传感器，通过计算相邻两个传感器的差分电流来识别故障，提高了电流差动保护的动作速度。文献[18]分析了换流器电容放电阶段各电气量之间的关系，利用线路两端直流电抗器电压建立时域微分方程，用数值方法求出故障距离和过渡电阻值，识别故障位置。文献[19]提出一种基于人工神经网络（Artificial Neural Network, ANN）的故障线路识别方法，将故障时测得的电流信号特征输入到设计好的ANN中构建训练集，通过与训练结果进行对比实现故障线路的识别。上述直流配电网的故障元件识别方法或保护原理大多针对线路区内外故障进行分析，对直流配电网内母线故障关注较少，且均需在线路两端或沿线装设传感器以对电气量进行测量，这些传感器会造成一定的电气噪声和额外损耗，也会显著增加建设成本。
本文针对故障自清除型换流器配电网的双极故障，研究一种仅依靠换流器出口电流及直流母线电压的故障元件识别方法。通过分析各换流站故障后到故障电流清除前的电气数据，提出基于母线虚拟电压特征量的主识别方法和基于子模块电容电荷转移量的辅助识别方法，能可靠识别故障母线及故障线路，具有较强的耐过渡电阻能力。并且本方法无需采集各线路两端的电流量，因此不再需要在线路两侧安装电流传感器，对于结构复杂的直流配电网，可减少一半以上电气传感器的使用，兼顾了经济性和可靠性。
本文所研究的典型直流配电网络的拓扑如图1所示，主要包括模块化多电平换流器（Modular Multilevel Converter, MMC）、直流变压器、直流母线、直流线路等，母线及端口编号如图1所示。M1、M3端口采用基于混合子模块的MMC，两换流器经变压器与交流系统相连，其中M3采用定直流电压控制，M1采用定功率控制。M2和M4端口为直流变压器，内部高压侧采用混合子模块MMC，低压侧采用两电平结构，其中M2采用定功率控制，M4采用定低压控制。换流器与直流母线、配电电缆与直流母线之间均设置隔离开关。本文所提方法仅需在各换流器出口与直流母线之间隔离开关附近设置电流传感器、在直流母线处设置电压传感器。
图1 直流配电网络拓扑
Fig.1 DC distribution network topology
图1中，imnk表示从母线m流向母线n的线路电流（m、n为母线编号1、2、3、4，k表示线路极性，+为正极，-为负极），imk表示换流器出口流向母线m的电流，umk表示母线m的对地电压，imk、umk为所需测量信息；lmn表示连接母线m与母线n的直流线路长度，x表示故障点与某侧母线的距离。例如，i1+表示换流器M1流向母线1的正极电流；u1+表示母线1的正极对地电压；i12+和i14+分别表示从母线1流向母线2和母线4的正极电流；l12表示连接母线1和母线2的直流线路Line1长度，若此段线路发生双极故障，对于母线1来说，x表示故障点与该线路的母线2侧隔离开关的距离。
本文研究的直流配电系统采用伪双极接线方式，为了保证直流侧单极接地故障期间极间电压的稳定，同时减少正常运行时额外的功率损耗，采用交流侧联结变压器网侧角接、阀侧星形经电阻接地，直流侧不接地的接地方式[20-21]。当配电网直流侧发生单极接地故障时，故障电流上升较小，为了提高供电可靠性，采用换流器不闭锁，隔离开关不动作的方案；当发生双极故障时，故障电流大且上升速度快，采取换流器闭锁，隔离开关动作的方案进行故障隔离。因此，本文只进行会引起换流器闭锁的双极短路下故障元件识别方法的研究。
当配电系统内发生故障后，以具有故障自清除能力的全桥子模块换流器为例，换流器桥臂电容迅速向故障点放电。当换流器出口电流达到设定阈值时，闭锁换流器内所有子模块，即所有IGBT施加关断信号，全桥子模块电容被反向接入故障回路，全桥子模块电容不断被充电并提供反向电动势，如图2所示。此过程中故障电流逐渐减小，直至桥臂电容电压总和大于交流侧线电压，即交流侧无法向故障点馈流，故障电流减小为零且不再变化。
假设t=0.51s时，在图1所示直流配电网线路Line1中点处发生金属性双极短路故障，各换流器流入正极母线的电流值i1p、i2p、i3p、i4p（imp表示换
图2 全桥子模块闭锁后电流回路
Fig.2 Current loop after full bridge submodule latching
流器出口流向正极母线m的电流）仿真结果如图3所示。系统具体仿真参数如第4节中表1及表2所示，故障前系统处于正常运行状态。
图3 各换流器正极出口电流
Fig.3 Outlet current of the positive pole of each converter
由图3可知，故障发生后，换流器出口电流迅速增大，从正极线路故障点流出的电流if+从0开始持续增大。各换流器在出口电流为额定电流2倍时开始阻断，换流器开始反向投入电容清除故障电流后，if+持续减小至0，故障发生后8ms内，配电网内故障电流清除完成。
以换流器M1与M2之间线路Line1发生双极故障为例进行分析，即故障点位于图1中的f12处。配电系统中每一条线路都连接两条母线，称此线路与所连两母线有关联。由于配电网络电压等级较低，因此本文采用RL集中参数直流线路模型进行分析，Rs、Ls、Lm分别为线路单位长度的自电阻、自电感、互电感参数。
对于与故障线路无关联的母线3，对与其相连的正极线路Line2和Line3列写电压方程为
（1）
（2）
由
消去直流线路电流量得
（3）
对式（3）两端进行积分得
（4）
式中，t1～t2为故障后的一段时间。
由于双极故障是对称性故障，故障发生后，对于正、负极线路电流，总有im++im-=0成立，故式（4）可简化为
式中，L1=Ls-Lm。
推广至其他与故障线路无关联的母线m，总有
式中，
为与母线m相连线路中除去与母线n相连线路之外的其余线路的长度。
式（6）包含的电气量仅为故障后各换流器出口电流值与母线电压值，而与线路侧电流无关。针对其他拓扑结构的配电网络，式（6）同样成立。
对于与故障线路有关联的母线1，对与其相连的正极线路Line1和Line4列电路方程，有
（7）
又由KCL可知，当线路Line1发生双极故障时，对于网络正极回路总有
（8）
式中，if+为正极线路故障点处流出的电流。
将式（8）代入方程组（7）并化简得到
同理，对式（9）两端进行积分处理并化简得到
推广至其他与故障线路有关联的母线m，总有
（11）
式中，
为与母线m相连线路中非故障线路的长度；N为配电网络内母线总数。
式（11）中包含的电气量仅为故障后各换流器出口电流值与母线电压值，而无线路电气量。针对其他拓扑结构的配电网络，式（11）同样成立。
对于式（11）右侧，当故障位置在直流线路上时，对于与故障有关联的母线，均有x≠0成立。故障发生后，对于故障自清除型配电网恒有if+＞0，则
（12）
选取t1为故障后初始时刻，选取故障电流清除前的任一时刻t2，满足if+(t2)≥if+(t1)，则
（13）
结合式（12）、式（13），可以得到式（11）右侧不恒为0。
比较式（6）与式（11），等式左侧含有的变量相同，将等式左侧定义为母线虚拟电压umf为
式中，m=1,…,N。
由上述分析可知，当直流配电网络内发生故障时，对于每一条母线都能计算对应的母线虚拟电压umf，提出的母线虚拟电压仅含有故障后换流器出口电流值与母线电压值等非线路电气量，且无过渡电阻变量，因此理论上不受过渡电阻影响。
对比式（6）和式（11）可以看出，当x≠0时
（15）
即当直流线路故障时（x≠0），与故障线路关联的2条母线的虚拟电压大于0，其余母线的虚拟电压都等于0。
当故障位置在线路Line1靠近母线1的始端时，对于与故障线路无关联的母线3、母线4，仍有式（6）成立；对于与故障线路关联的母线1，此时x=l12，根据式（11），则母线1的虚拟电压远大于0；对于与故障线路关联的母线2，此时x=0，根据式（12），则母线2的虚拟电压等于0。
虽然线路端部故障属于直流线路故障，但此时仅有1条母线的虚拟电压大于0，该母线与故障线路关联且故障位于故障线路靠近该母线侧端部，即式（16）成立。
（16）
假设图1中的母线1发生双极短路故障f1，对各母线电气量分析如下。
使用2.1节中与故障线路无关联的母线分析方法，对于非故障母线2、3、4列写电压方程，与故障发生在线路时相同，仍有等式（6）成立。
对与故障母线1相邻的线路Line 2和Line 4列写电压方程，即
（17）
根据KCL可得
（18）
同理，仍消去线路电流量，保留母线电压电流电气量，则上述方程可转换为
仍对等式两侧做积分处理，得到
推广至其他母线，若该母线m处发生了双极故障，则
比较式（6）、式（11）、式（21）可知，等式左侧均为母线虚拟电压umf，只含有故障后母线电流与电压等测量量。针对其他拓扑结构的配电网络，式（21）同样成立。
由前文可知，此时有母线虚拟电压umf＞0，即对于母线故障，有
（22）
从式（16）和式（22）中可以看出，故障发生在母线上时和发生在关联直流线路端部时，配电网内母线虚拟电压呈现相同特点，都仅有1条母线的虚拟电压大于0。
结合第2节分析可知，配电网内发生双极故障后，各母线的虚拟电压大小与故障位置相关。发生线路内故障时，有两条母线的虚拟电压明显大于其余母线的虚拟电压，发生母线故障或关联线路端口处故障时，只有一条母线的虚拟电压明显大于其余母线的虚拟电压。
因此各母线虚拟电压可作为确定故障发生位置的特征量。本文设计如式（23）所示的基于母线虚拟电压的故障元件识别特征量。
（23）
式中，ufmax1、ufmax2分别为所有母线虚拟电压降序排序后第一大与第二大的母线虚拟电压值。
若直流线路内发生故障，则两条母线虚拟电压都较大，即0＜ku≤1；若母线或关联线路端部发生故障，ufmax2 = 0，即ku= 0。
为了提高故障元件识别准确性，选择主识别方法整定值kuset=0.05。同时构造如下故障元件主识别方法：
1）采集各母线故障后的录波信息，包括换流器出口流向母线的电流和母线对地电压。
2）按式（14）计算各母线的虚拟电压。
3）对母线虚拟电压按降序排序，按式（23）计算特征量ku。
4）若ku≥0.05，则识别为线路故障，当各换流器完全阻断后，打开该故障线路两侧的隔离开关，完成故障隔离。
5）若ku＜0.05，假设母线m的虚拟电压远大于其余母线虚拟电压，则识别为母线m附近发生双极故障。此时需要辅助策略配合才能完成故障元件准确识别。
若识别为线路内故障，可由式（11）计算故障位置到关联母线m的距离
，即
（24）
由3.1节可知，发生母线故障或线路端部故障时，均只有一条母线虚拟电压较大，则母线虚拟电压判据仅能识别故障位于母线附近，无法准确识别故障元件，因此需要研究能够识别母线故障与线路端部故障的辅助识别方法。
故障发生后，换流器进入闭锁状态以清除故障电流，故障电流清除完毕后配电网络内无电流。由主识别方法确定故障在母线附近，故可先打开该母线及其关联线路两侧隔离开关，然后依次闭合母线与线路隔离开关，并投入换流器内一部分子模块电容对故障点放电，检测是否有故障回路存在，完成故障元件的识别。
在故障回路存在的情况下，以下对换流器全桥子模块电容的投入过程及与故障回路进行详细分析。
在闭锁状态下，换流器内子模块电容仅能被充电，为了让换流器提供一定的电容放电电流，需要将一部分全桥子模块由闭锁状态转换为投入状态，同时为了防止其余子模块电容被再次充电，应使剩余子模块处于闭锁或切除状态。本文设计的子模块投切方案为将换流器某一相的部分全桥子模块适时投入，该相的剩余子模块做切除状态，其余两相子模块仍保持闭锁状态。
为了简化分析，假设B、C相继续闭锁，A相上、下桥臂投入相等数量的全桥子模块，其余子模块处于切除状态。故障放电回路如图4中回路1所示。
图4 A相投入部分全桥子模块
Fig.4 A phase input part full bridge sub-module
图4中，Lau、Lad分别表示A相上、下桥臂电感大小；uauL、uadL分别表示A相上、下桥臂电感电压；uauC、uadC分别表示A相上、下桥臂投入状态的子模块电容电压总和。
回路1为A相投入的一部分全桥子模块电容、桥臂电感与电阻组成的一个RLC串联二阶电路，电阻包括IGBT或二极管通态电阻及过渡电阻。由于此时故障发生在母线或线路端部，因此不考虑线路参数的影响。对回路1进行分析，根据KVL有
（25）
假设
（26）
则式（25）可化简为
（27）
式中，uL为子模块电容投入后等效桥臂电感电压；uC为子模块电容投入后等效电容电压；uR为回路1中电阻的总电压；R为回路1电阻；L、C分别为回路1的等效电感和等效电容，其计算公式为
（28）
式中，NC为投入电容的个数；C0为单个子模块电容参数。
将本文仿真系统中的参数R=0.61Ω，L=0.05H，C0 =10mF代入式（27）分析可知，此时该二阶电路为零输入响应，且处于欠阻尼情况。由于在振荡初期电流很小，因此电阻在整个回路中的分压很小，即
。由于整个过程中交流侧无电流馈入，则上、下桥臂电流相同；又因上、下桥臂投入相同数量电容，则各桥臂投入的电容电压与桥臂电感抵消，即
（29）
为了简化分析，假设B相上、下桥臂的全桥子模块电容电压总和为ubuFC、ubdFC，C相上、下桥臂的全桥子模块电容电压总和为ucuFC、ucdFC，则此时B、C相桥臂是否被交流侧充电仅取决于线电压uab和uac的大小。以B相桥臂为例，交流侧的充电路径如图4中路径2、路径3所示。当A相全桥子模块部分投入时，若线电压uab小于路径2压降，且线电压uba小于路径3压降，则B相子模块不会被充电，C相桥臂也有类似充电路径。因此若A相子模块投入后，B、C相桥臂子模块保持闭锁且不被交流侧充电，则A相子模块投入时间需满足式（30），式中方程组上、下两不等式取交集。
（30）
将式（29）代入式（30）可得
（31）
由式（31）可知，按照本文采用的上、下桥臂投入相同数量的全桥子模块的方法，B、C相桥臂全桥子模块不被充电条件与A相投入的子模块基本无关。
为了计算A相子模块投入系统相位要求，假设对于交流系统有
（32）
式中，U为交流侧线电压最大值。
结合式（31）、式（32）可得到A相子模块投入时系统相位要求满足
或
。其中
（33）
式中，k为整数。
根据式（27），A相投入子模块放电电流表达式为
（34）
假设A相子模块投入时间为Δt，可按照式（35）计算电荷转移量设置辅助整定值。为了提高故障元件识别准确性，选择可靠系数krel2=0.7。
（35）
由此本文提出如下故障元件辅助识别方案：
当3.1节主识别方法的判断结果为母线m附近故障后，首先打开该母线所有关联线路两侧隔离开关，然后通过以下步骤进行判断：
1）任意选择一相的上、下桥臂各两个全桥子模块投入，该相桥臂其余子模块切除，其他两相子模块闭锁；为了减少电容放电对换流器其他器件产生过电流影响，设定全桥子模块电容投入时间Δt=1ms，投入相位时刻选择按式（31）计算。
2）采集母线电流信息，并计算投入时间内电容电荷转移量。若电荷转移量大于整定值，则认为电容通过母线上的故障点形成放电回路，识别为母线故障，换流器重新闭锁，打开母线隔离开关，完成故障隔离。
3）若Δt时间内的电荷转移量小于整定值，则认为母线无故障，再依次闭合靠近母线侧的其他线路隔离开关，按照步骤（1）所述进行子模块投入并重新判断。当闭合某条线路隔离开关后电荷转移量大于整定值，则认为该条线路故障，换流器重新闭锁，打开线路两侧隔离开关，完成故障隔离，然后再闭合其他隔离开关。
4）若闭合所有靠近母线侧的其他线路隔离开关，每次子模块投入后，电荷转移量都小于整定值，则认为发生瞬时性故障，直接闭合其他隔离开关，后续故障恢复时所有线路都不需要进行隔离。
根据3.1节研究的基于母线虚拟电压的主识别方法和3.2节研究的基于子模块投切的辅助识别方法，本文提出适用于基于自清除型换流器的直流配电网故障元件识别方案，其流程如图5所示。
图5 直流配电系统故障元件识别方案流程
Fig.5 Fault element identification scheme for DC distribution system
配电网内发生故障后，采集各母线电压电流信息，根据主识别方案判断是否为线路内部故障。若判断为线路内部故障，则确定故障线路并打开故障线路两侧隔离开关，完成故障元件识别及故障隔离；若判断为母线附近故障，应利用母线附近隔离开关及换流器子模块投切方案的配合对故障元件进一步识别。若发生永久性故障，给相应的线路隔离开关发送动作信号，完成故障隔离；若发生瞬时性故障，无需故障隔离操作，直接闭合其他已打开的隔离开关即可。
本文在PSCAD中搭建图1所示的四端直流配电网仿真系统，系统控制方式及容量见表1。直流线路采用π型等效模型，具体参数见表2。
表1 系统控制方式及容量
Tab.1 System control mode and capacity
换流器控制方式额定容量额定电流/kA M1定有功功率15MW0.75 M2定有功功率3MW0.15 M3定直流电压±10kV0.56 M4定低压电压8kV0.29
表2 直流线路参数
Tab.2 DC line parameter
线路长度/km电阻/Ω自电感/mH互电感/mH电容/mF Line1100.319 25.982.560.020 8 Line260.191 523.5881.5360.012 48 Line380.255 364.7842.0480.016 64 Line480.255 364.7842.0480.016 64
当线路Line1在距离母线1不同位置发生金属性双极故障时，按照式（14）及式（23）计算母线虚拟电压及特征量ku，积分窗长选择1ms，采样频率为100kHz，计算结果如图6所示。
图6 Line1不同故障位置下特征量ku
Fig.6 Characteristic quantity ku at different fault positions of Line1
由图6可知，当故障位置位于线路端部0.5km时，母线虚拟电压特征量小于整定值，主识别方法会将线路故障误识别为母线故障，存在一定误识别情况，因此需要与辅助识别方法相互配合才能完成准确的故障元件识别。
为验证不同故障点、不同过渡电阻下的识别结果，本文设置了不同故障场景，主识别方法仿真结果见表3。定义测量误差的表达式为
（36）
表3 不同故障场景下故障元件识别情况
Tab.3 Fault element identification under different fault scenarios
故障位置过渡电阻/Ωu1fu2fu3fu4fku故障元件识别测距结果/km误差(%) Line1距离母线1端1km043.63.80.30.50.087Line11.010.13 2403.70.380.610.093Line11.060.63 1031.22.80.20.010.090Line11.141.4 距离母线1端9km05.434.70.320.170.156Line18.960.34 25.632.50.540.510.172Line18.871.3 103.520.90.280.170.167Line18.910.9 Line2距离母线2端1km00.7633.55.80.90.173Line21.040.6 20.1731.15.20.10.167Line21.030.52 100.3119.03.30.30.174Line21.142.48 距离母线2端5km00.037.6290.20.262Line24.970.51 20.227.126.90.20.264Line24.960.66 100.815.119.10.720.268Line24.940.98 母线1045.20.260.080.580.013母线1—— Line1距离母线1端0km045.20.220.050.580.013母线1——
由仿真结果可知，在线路全长10%～95%内发生双极故障时，本文设计的母线虚拟电压判据均能可靠识别。随着故障过渡电阻的增大，即使存在10Ω的过渡电阻，依然能可靠识别故障线路，具有较强的耐受过渡电阻能力，且测距误差较小，与理论分析一致。
为验证3.2节中提出的故障元件辅助识别方法的正确性，本节分别设置了母线双极故障与靠近直流线路端部的永久性双极故障。辅助识别方法仿真情况见表4。
表4 故障元件辅助识别方法仿真情况
Tab.4 Fault element aided identification
故障位置第一次操作换流器1出口电荷转移量/C第二次操作换流器1出口电荷转移量/C电荷转移量整定值Qset/C故障元件识别 母线1闭合母线1隔离开关3.25×10-5——3.25×10-5母线1 Line1端部闭合母线1隔离开关0闭合Line1近母线1端隔离开关3.25×10-53.25×10-5Line1
以Line1端部故障为例，对辅助识别过程及结果进行详细分析，换流器完全清除电流后，由主识别方法判断故障发生在母线1附近，具体操作如下：
1）打开母线1关联线路两侧隔离开关，选择换流器M1中A相上、下桥臂各两个全桥子模块完成辅助识别工作。此时测量得到换流器M1内B、C相各桥臂全桥子模块电容电压见表5。
表5 换流器M1各桥臂全桥子模块电容电压
Tab.5 Capacitance voltage of all bridge sub-modules of converter M1 bridge arms
桥臂电容电压/kV B相C相 上桥臂12.4210.31 下桥臂9.2912.40
（2）按照式（31）在0.521 1～0.522 1s投入A相部分全桥子模块，如图7a所示；此时无故障回路，全桥子模块无放电回路，故换流器内各桥臂电流iap、ibp、icp为0，如图7b所示；A相全桥子模块电容电压upaF保持不变，如图7c所示。在Δt内检测换流器出口电荷量转移未到达整定值，识别为线路故障。图7、图8为电子版标准分图横坐标加刻度及数值。
图7 永久性故障辅助识别方法仿真结果
Fig.7 Simulation results of permanent fault auxiliary identification method
（3）闭合母线1与线路Line1之间的隔离开关，并按照式（31）在t=0.531 1s再次投入A相部分全桥子模块，如图7a所示；此时有故障回路，投入的全桥子模块放电，换流器内仅A相桥臂电流iap大于0，如图7b所示；由于电容放电，A相全桥子模块电容电压下降，如图7c所示。t=0.532 0s时检测换流器出口电荷转移量达到整定值，换流器立即闭锁，并识别为线路Line1故障，故障元件辅助识别完成。
由仿真结果可知，本文设计的电荷转移量判据能准确识别母线故障和线路端部故障，即在主识别方法与辅助识别方法配合下能准确完成故障元件识别。
为验证3.2节中提出的故障元件辅助识别方法的正确性，本节设置在t=0.51s母线1发生瞬时性故障，故障持续时间为5ms。辅助识别方法仿真结果如图8所示。
图8 瞬时性故障辅助识别方法仿真结果
Fig.8 Simulation results of instant fault auxiliary identification method
换流器完全清除电流后，由主识别方法判断故障发生在母线1附近，根据辅助识别方法：
（1）首先打开母线1关联线路两侧隔离开关，按照式（31）在t=0.521 1～0.522 1s投入A相部分全桥子模块，在Δt内检测换流器出口电荷转移量未到达整定值，识别为线路故障。
（2）然后闭合母线1与线路Line 1之间的隔离开关，并按照式（31）在0.531 1～0.532 1s再次投入A相部分全桥子模块，如图8a所示，由于此时对空载线路进行合闸操作，空载线路电压将会发生变化，线路对地电容电流通过换流器A相投入子模及交流变压器的接地点形成回路，换流器内仅A相桥臂有电流，如图8b所示；该桥臂电流为空载线路合闸后线路对地电容电流，而非投入子模块的放电电流，在子模块投入过程中，A相全桥子模块电容电压upaF保持不变，如图8c所示。在Δt内检测换流器出口电荷转移量未到达整定值，识别为线路Line1无故障。
（3）然后闭合母线1与线路Line 4之间的隔离开关，并按照式（31）在0.541 1～0.542 1s再次投入A相部分全桥子模块，在Δt内检测换流器出口电荷转移量未到达整定值，识别为线路Line4无故障。至此所有与母线1关联的线路均未通过辅助判据识别出故障，则认为发生了瞬时性故障。
由仿真结果可知，本文设计的电荷转移量判据能准确识别瞬时性故障，即主识别方法与辅助识别方法配合下能准确完成故障元件识别。
针对故障自清除换流器结合快速隔离开关的直流配电方式下的故障元件识别，本文提出了一种基于母线虚拟电压特征量的主识别方法和基于子模块电容电荷转移量的辅助识别方法。本识别方法主要特点如下：
1）针对线路内部故障，本文利用母线虚拟电压特征量作为主识别判据，能实现故障线路的准确识别及故障的准确测距，且具有较强的耐过渡电阻能力。本方法仅需换流站出口及母线电气量，无需对线路电气量进行测量，因此减少了线路传感器的投入，尤其对于线路较多的复杂多环配电网络，可大大减少配电网建设投资。
2）针对配电网内母线故障与线路端部故障的主识别方法死区情况，本文提出了一种基于子模块电容电荷转移量的辅助识别判据，能准确区分母线故障与线路端部故障。为避免子模块投切过程中剩余子模块电容被再次充电，本文设计了一种桥臂子模块投切方案，并给出了子模块投切的具体电角度区间。
3）主识别方法的整定值直接设定为一定裕度的非0判断，辅助识别方法的判据整定值有明确的理论计算方法而非依赖仿真，且易于计算。
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New Fault Element Identification Method of Bipolar Short-Circuit Fault in DC Distribution Network with Fault Self-Clearing
Abstract The rapid and reliable identification and accurate isolation of fault elements in DC distribution network is one of the technical difficulties restricting its development. Aiming at the DC distribution mode of fault self-cleaning converter combined with quick disconnecting switch, this paper presents a method of identifying fault elements without detecting the electrical quantity at both ends of the line. Firstly, the calculation method of bus virtual voltage based on network structure and bus electrical quantity is studied. Based on the difference of virtual voltage of bus at different fault positions, a fast identification and location method of DC line faults is studied, and an auxiliary identification method for bus faults and line end faults is proposed by using the switching selection of submodules in the converter. The fault element identification method only uses the outlet current of the converter and the bus voltage to realize the rapid identification of the fault element of the full distribution network, without measuring the electrical quantity at both ends of the line, and is not limited by the distribution network structure, taking into account the economy and reliability.
keywords：DC distribution network, fault self-cleaning converter, fault element identification, bus virtual voltage
DOI:10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.211318
中图分类号：TM77
国家自然科学基金面上项目（52177108）、国家自然科学基金联合基金项目（U1866205）和国家重点研发计划课题（2018YFB0904600）资助。
收稿日期 2021-08-23
改稿日期 2021-11-04
李博通 男，1981年生，副教授，研究方向为交直流系统保护和控制。E-mail：libotong@tju.edu.cn（通信作者）
刘 涛 男，1997年生，硕士研究生，研究方向为直流系统保护和控制。E-mail：liutao_2019@tju.edu.cn
（编辑 赫蕾）