针对新能源场站送出线两相短路的负序阻抗重构距离保护

2023-12-11晁晨栩郑晓冬邰能灵刘虎林

电力系统自动化 2023年22期

晁晨栩，郑晓冬，邰能灵，叶海，刘虎林，韩俊

（1.电力传输与功率变换控制教育部重点实验室（上海交通大学），上海市 200240；2.国家电网有限公司华东分部，上海市 200120）

0 引言

在“双碳”目标下，逆变型新能源场站（inverterinterfaced renewable power plant，IIRPP）被大量接入电网［1-3］。距离保护被广泛用作输电线路主保护和后备保护［4］，短路故障一般存在过渡电阻，测量阻抗将包含附加阻抗，造成距离保护拒动或误动。

在以同步发电机（synchronous generator，SG）为主的场景中，附加阻抗角接近0°，四边形特性距离继电器可以有效避免上述问题。此外，国内外学者提出了基于自适应调整边界、阻抗复平面和电压相量平面的新型距离保护方案［5-8］，显著提高了距离保护抗过渡电阻能力。然而，不同于SG，逆变电源短路电流幅值、相位以及序阻抗受控制策略影响［9］，这些方案应用在IIRPP 送出线路时存在很大的失效风险。文献［10］分析了IIRPP 送出线路发生短路故障时逆变侧距离保护动作情况，结果表明由于零序电流的存在，逆变侧距离保护能够正确识别大多数接地故障，但无法正确识别两相短路故障。

针对这一问题，国内外学者提出了众多解决方案。第1 类解决方案是根据逆变电源特有的故障特性提出新型距离保护方案。文献［11］针对两相接地故障提出新型测量阻抗表达式，但针对两相短路故障提出的新型纵联保护方案要求通信。文献［12］提出基于相继动作的距离保护方案，利用系统侧距离保护优先动作以减小附加阻抗的幅值，从而提高距离保护抗过渡电阻能力，但该方案速动性较差。文献［13-14］提出基于暂态高频分量的距离保护，由于高频下附加阻抗在测量阻抗中所占的比例相比于工频下更小，该保护方案具有较强的抗过渡电阻能力，但易受噪声等高频信号影响，且需要升级测量装置。文献［15］根据光伏场站序阻抗调整动作区域以补偿附加阻抗，提出自适应调整边界的距离保护方案，但光伏场站无法等效为电压源和恒定阻抗的串联，该方案合理性有待验证。

第2 类解决方案为控制与保护协同方案，即通过改变逆变电源控制使其模仿SG 的故障特性，实现传统距离保护的正确动作。文献［16］提出基于逆变器控制的距离保护方案，通过逆变器控制将附加阻抗角调至0°附近，提高了四边形特性距离继电器的抗过渡电阻能力。文献［17］提出综合双电流控制方案，让逆变电源模拟SG 的故障电流特性，使得传统距离保护正常工作。现有适用于IIRPP 送出线路的控制与保护协同方案需要调节逆变电源正序电流来满足保护需求，难以兼顾故障期间IIRPP 的无功支撑，与新能源场站并网技术规定存在冲突。

本文提出适用于逆变电源的负序阻抗重构策略，使IIRPP 在两相短路故障期间表现出不受故障位置和过渡电阻影响的恒定负序阻抗角。在此基础上，通过本地测量值求取附加阻抗角，根据附加阻抗角自适应调整距离保护动作区域，提出负序阻抗重构距离保护方案。所提保护方案无需通信，能够有效避免逆变侧距离保护在IIRPP 送出线路两相短路故障下的拒动，以及送出线路的下级线路两相短路故障时保护Ⅰ段的误动。此外，所提保护方案仅需调整逆变电源负序电流，正序电流能够独立设置参考值以适应不同的IIRPP 无功支撑策略，符合新能源场站并网技术规定。测试结果表明，所提保护方案可以准确识别区内外非金属性两相短路故障。

1 送出线路逆变侧距离保护适应性分析

1.1 测试系统

测试系统使用IEEE 14 节点改进系统，IIRPP通过35 kV 交流线路汇集至220 kV 升压变压器并网，额定功率为125 MW，测试系统如图1 所示。线路正序阻抗和负序阻抗为（0.0178+j0.314）Ω/km，零序阻抗为（0.158+j1.58）Ω/km。

图1 IEEE 14 节点改进系统Fig.1 Modified IEEE 14-bus system

1.2 送出线路故障时距离保护拒动情况分析

送出线路L87 发生两相短路故障时（本文两相短路故障均指AB 两相短路故障），电路图如附录A图A1 所示。图中：ZGrid为对侧系统等效正阻抗，和分别为电网侧A 相和B 相测量电流，和分别为IIRPP 侧A 相和B 相测量电流，为故障点处A 相电流，α为故障位置，Z87为线路L87 阻抗，Rph为相间过渡电阻。

IIRPP 侧AB 相间距离继电器的测量阻抗ZAB如式（1）所示［18-19］。

观察附录A 图A2（a），从幅值角度来看，当IIRPP 替换为 SG 时，幅值为幅值的96%，因此Zadd幅值与Rph幅值相近。当IIRPP 并网时，由于IIRPP 短路电流幅值受限，幅值较小，在IIRPP 不提供无功支撑和提供无功支撑下，幅值分别为幅值的2.93 倍和2.70 倍，这会导致Zadd幅值大于Rph幅值。

观察附录A 图A2（b），从相位角度来看，IIRPP替换为SG 时，滞后为5.2°。IIRPP 并网时，IIRPP 短路电流相位受控，与存在较大相角差：IIRPP 不提供无功支撑时，滞后为76.3°；IIRPP 提供无功支撑时，滞后为41.1°。

可见，IIRPP 短路电流幅值受限、相位受控导致Zadd幅值较大且附加阻抗角可能严重偏离0°，IIRPP侧距离保护极易发生拒动［10］。图2 为L87 的50%处经10 Ω 过渡电阻发生两相短路故障时，IIRPP 侧ZAB的轨迹图。同时，图2 也给出了将IIRPP 替换为SG时IIRPP 侧ZAB的轨迹图。图中：φadd为附加阻抗角，即Zadd的相角。

图2 L87 两相短路故障下IIRPP 侧距离保护动作情况Fig.2 Operation of IIRPP-side protection during L87 phase-to-phase faults

由图2 可见，当IIRPP 替换为SG，Zadd幅值较小且主要呈电阻性，ZAB可靠落入动作区域；然而，当IIRPP 并网时，IIRPP 电流幅值受限、相位受控导致Zadd幅值较大且呈容性。因此，ZAB无法可靠落入动作区域，IIRPP 侧距离保护Ⅰ段存在拒动风险。

1.3 下级线路故障时距离保护误动情况分析

送出线路的下级线路L79 发生两相短路故障时，电路图如附录A 图A3 所示。附录A 图A3 中，ZGrid，M和ZGrid，N分别为等效系统M 和等效系统N 的阻抗，Z79为线路L79 的阻抗，Z47为变压器T47 的阻抗，和分别为分支馈入A 相和B 相电流。

IIRPP 侧ZAB如式（2）所示。

与1.2 节类似，Zadd幅值较大且相位可能严重偏离0°，IIRPP 侧距离保护Ⅰ段存在误动风险［10］。附录A 图A4 为L87 的110%处（位于L79）经10 Ω 过渡电阻发生两相短路故障时，IIRPP 侧ZAB的轨迹图，同时也给出了将IIRPP 替换为SG 时IIRPP 侧ZAB的轨迹图。可见，当IIRPP 替换为SG 时，Zadd幅值较小且主要呈电阻性，ZAB正确地不落入距离保护Ⅰ段动作区域；然而当IIRPP 并网时，Zadd幅值较大且呈容性，这导致ZAB可能落入距离保护Ⅰ段动作区域，IIRPP 侧距离保护Ⅰ段存在误动风险。

2 适用于逆变电源的负序阻抗重构策略

由1.2 节和1.3 节分析可见，φadd受控制影响大且其特性难以获取，传统距离保护的动作区域无法有效覆盖和避开测量阻抗，导致其拒动和误动。因此，φadd的获取是解决距离保护拒动和误动问题的关键。L87 发生两相短路故障时，式（1）可改写为：

由式（3）可见，获取φadd的关键在于获取的相位，在复合序网中的位置如图3 所示。图中：和分别为对侧系统等效正序和负序阻抗，和分别为线路L87 的正序和负序阻抗，和分别为主变压器正序和负序阻抗，为逆变电源负序阻抗，为对侧系统C 相等效电压源，为IIRPP 侧C 相负序电流。

图3 L87 两相短路故障时复合序网Fig.3 Composite sequence network during L87 phase-tophase faults

当负序网络中各元件阻抗角相等时，和具有如下相位关系。

结合式（3），φadd可由式（5）求取。

然而，在传统控制策略下，Z无法保持恒定阻抗角。因此，本章提出适用于逆变电源的负序阻抗重构策略，使逆变电源在线路两相短路故障期间保持恒定的负序阻抗角，不受故障位置和过渡电阻的影响。

2.1 负序阻抗重构

对于采用双电流环解耦控制的逆变电源，发生两相短路故障时并网点负序电压如下所示［20-21］。

式中：U-为负序电压幅值；ω为工频旋转角频率；t为时间；θ为并网点正序电压相位；φ=arctan（u/u），其中，u和u分别为三相负序电压在角频率为-ω的两相旋转坐标系下q轴和d轴电压；φ-φ为三相负序对称补偿角度（φ=0°，φ=-120°，φ=-240°）。

式中：I-为负序电流幅值；=arctan（/），其中和分别为三相负序电流在角频率为-ω的两相旋转坐标系下q轴和d轴电流。

由此可得逆变电源负序阻抗Z的相位如下式所示。

令arg（Z）等于负序阻抗角目标值φaim，可得和如式（9）所示。

2.2 负序电流幅值限制

为保证逆变电源三相输出电流均不超出限值，需要限制I-的大小。将三相中正序电流与负序电流相位相差最小的相记为φmin，φmin相正序电流和负序电流相位关系如附录A 图A5 所示。图中：Δφ为φmin相正序电流与负序电流相位差的绝对值，Imax为逆变电源允许输出的最大相电流幅值。

在附录A 图A5 中应用余弦定理可得式（10）。

式中：I+为正序电流幅值。

由式（10）可解得负序电流幅值最大值I如下式所示。

GB/T 19963.1—2021《风电场接入电力系统技术规定第1 部分：陆上风电》［22］（简称《技术规定》）规定，不对称故障期间风电场吸收的负序无功电流幅值如式（12）所示。

式中：K-为负序无功电流比例系数，取值范围应不小于1.0；U为IIRPP 并网点负序电压幅值；IN为IIRPP 额定电流。

IIRPP 负序电流幅值I-的计算式如下：

当按照式（12）得出的负序电流幅值未超过I时，按照式（12）确定I-，此时可以满足负序无功支撑要求且电流幅值不会越限；当按照式（12）得出的负序电流幅值超过I时，为避免电流幅值越限，I-取，此时IIRPP 无法满足负序无功支撑要求。《技术规定》指出，当风电场输出电流幅值越限时，可通过减小风电场的正负序无功电流来满足避免电流幅值越限。因此，此时I-选取是可接受的。

适用于逆变电源的负序阻抗重构策略控制框图如附录A 图A6 所示。图中：kQ为无功支撑系数，不提供无功支撑时为0，提供无功支撑时为1，uabc为并网点三相电压，iabc为并网点三相电流，和为三相负序电流在角频率为ω的两相旋转坐标系下q轴和d轴电流，和分别为三相负序电压在角频率为ω的两相旋转坐标系下q轴和d轴电压，Pref为有功功率参考值，UN为IIRPP 额定电压，i和i分别为正序q轴和d轴参考电流，i和i分别为负序q轴和d轴参考电流，、，ref、，ref和uφ，ref分别为三相正序电压、正序参考电压、负序参考电压和参考电压全分量。

2.3 与其他控制策略的共存

目前，不对称故障期间逆变器常用的控制策略有抑制负序电流、抑制有功波动和抑制无功波动控制策略。逆变器采用抑制负序电流控制策略时，IIRPP 在负序网络将表现为一个无穷大的等值阻抗。本文所提负序阻抗重构策略需要逆变器输出一定的负序电流，因此，本文所提负序阻抗重构策略无法与抑制负序电流控制策略共存。需要指出的是，由于《技术规定》中明确规定了不对称故障期间逆变器需要输出的负序电流。因此，本文所提负序阻抗重构策略符合《技术规定》中对于逆变器输出负序电流的要求。

当Pref与无功功率参考值Qref满足附录B 式（B1）至式（B3）时，所提负序阻抗重构策略能够与抑制有功波动控制策略共存；当Pref与Qref满足附录B式（B4）时，所提负序阻抗重构策略能够与抑制无功波动控制策略共存，具体推导过程见附录B。

需要指出的是，考虑到通信延迟和自身控制延迟，逆变器的负序控制系统有可能先运行抑制负序电流、抑制有功波动和抑制无功波动这些常规负序控制策略。因此，需要将抑制负序电流控制策略功能闭锁，保证变流器运行负序阻抗重构策略，以确保所提保护的正常运行。对于抑制有功波动和抑制无功波动控制策略，可以选择将其功能闭锁，也可以按照附录B 式（B3）和式（B4）设置负序电流参考值，在运行负序阻抗重构策略的同时需要实现抑制有功波动或无功波动。

3 负序阻抗重构距离保护

3.1 保护原理

本文所提负序阻抗重构距离保护由动作区域X、Y 和Z 构成，如图4 所示。图中：φL为线路阻抗角；Xset为电抗整定值，根据线路参数和保护范围设定；Rset为电阻整定值，Rset越大，保护抗过渡电阻能力越强；βY和βZ分别为动作区域Y 和动作区域Z 顶角的一半。

图4 负序阻抗重构距离保护动作区域Fig.4 Operation area of negative-sequence impedance reconstruction distance protection

图4（a）还展示了传统四边形特性距离继电器的动作区域，与传统动作区域向实轴方向延伸不同，本文所提保护的动作区域X 向附加阻抗角φadd方向延伸。因此，区内发生非金属性短路故障时，动作区域X 能够可靠覆盖测量阻抗Zm。

当故障发生在保护出口处，或过渡电阻较小时，Zm可能落在动作区域X的边界CO和AO附近，此时仅靠动作区域X 无法可靠覆盖Zm。为此，在动作区域X 的基础上增加动作区域Y、Z，如图4（b）所示。图4（b）中，动作区域Y 和动作区域Z 均为等腰三角形，分别以AO和CO为高，βY和βZ均大于0°，可根据实际运行调整，本文均取3°。Zm进入动作区域X、Y、Z 的判据依次如下式所示。

式中：Xm=Im（Zm），Rm=Re（Zm），分别为Zm虚部和实部。

3.2 逆变电源负序阻抗角目标值的选取原则

负序阻抗角目标值φaim的选取将影响按照式（5）所得φadd的精度。φaim的选取应该遵循以下原则，当送出线路出口发生故障（α=0），所提保护Ⅰ段能够正确动作；当送出线路末端发生故障（α=1），所提保护Ⅱ段能够正确动作。这能确保送出线路任意位置发生故障时所提保护Ⅰ段或Ⅱ段正确动作。

φaim取arg（ZGrid），在本文算例中为77.8°，能够满足送出线路两端故障时保护正确动作的条件，具体分析如下：1）当α=0，式（5）计算所得φadd存在微小误差，Zm将落在动作区域X 边界CO附近，但由于动作区域Z，所提保护I 段依然能够正确动作；2）当α=1，幅值远大于α+幅值，负序网络中故障点两侧阻抗角相等，即式（17）成立［9］。

由图3 可见，此时式（5）求出的φadd就是实际的φadd，所提保护Ⅱ段能够正确动作。

3.3 双端电力电子设备场景下所提保护动作特性

随着新型电力系统建设的推进，线路两端均是电力电子设备的场景增多，本节分析双端电力电子设备场景下所提保护适应性。在双端电力电子设备场景下，相当于将图1 中的大电网替换为柔性直流换流器，国家标准《柔性直流输电系统性能第2 部分：暂态》［22］规定，交流系统不对称故障期间，柔性直流换流器应该以抑制负序电流为目标。在送出线路故障期间，负序网络中柔性直流换流器侧为开路。因此和恰好相位相反，式（4）依然成立。接下来仍然可以通过式（5）计算φadd，并根据计算所得φadd自适应调整动作区域。事实上，当负序网络中柔性直流换流器侧开路时，进入负序网络时不会分流，根据式（5）求得的φadd相比于IIRPP 并网于大电网时反而会更加准确。因此，所提保护在IIRPP 并网于柔性直流换流器时依然适用。

3.4 下级线路故障时所提保护动作特性

送出线路的下级线路故障时，保护安装处到故障点之间存在分支馈入线路，这导致式（5）所得φadd（记为φadd，cal）与实际φadd（记为φadd，real）之间存在差异，从而导致动作区域X 并非沿着φadd，real方向延伸，本节将分析这种情况对所提保护造成的影响。

L79 发生两相短路故障时，电路图如附录A 图A3 所示，此时分支馈入线路为变压器T47 所在的线路，IIRPP 侧ZAB如式（18）所示。

对比式（18）和式（3），发现式（18）中的Zadd相比式（3）多了kPP（α-1）Z87。由于高压系统中各元件负序阻抗角相差不大，arg（Fault）仍可按照式（4）计算［19］。φadd，cal与φadd，real之间的差异主要源于Zadd中多出的kPP（α-1）Z87。因此，φadd，cal滞后φadd，real的角度为arg［Rph+kPP（α-1）Z87］。

高压系统中短路电流相位差一般不超过20°［6，16，23］。因此，可以假设kPP的角度范围是［-20°，20°］。本文线路阻抗角为86.8°，又考虑Rph从0 到正无穷变化，则arg［Rph+kPP（α-1）Z87］范围为（0°，106.8°］，即φadd，cal滞后φadd，real角度为（0°，106.8°］。由此可得Zadd、ZAB与所提保护Ⅰ段的动作区域X在阻抗复平面中的位置关系如附录A 图A7 所示。图中：X87为L87 电抗值。

由图A7 可见，由于φadd，cal滞后φadd，real角度为（0°，106.8°］，ZAB不会落入保护Ⅰ段动作区域X，所提距离保护Ⅰ段不误动。

4 保护方案

IIRPP 侧保护持续测量电压、电流，保护启动后则向IIRPP 发送负序阻抗重构指令并判断故障类型，IIRPP 接收到负序阻抗重构指令后将按照式（9）和式（13）进行负序阻抗重构。如果故障为两相短路故障，则按照式（5）计算φadd，并判断Zm是否落入动作区域。如果连续5 个采样点的Zm至少满足式（14）、式（15）、式（16）其中之一，则保护发出跳闸信号。本文R87 保护Ⅰ段的电抗整定值X设置为L87 全长电抗值的80%，负责保护L87 的80% 长度；保护Ⅱ段的电抗整定值X设置为L87 全长电抗值的120%，负责保护L87 的80%～100%长度，同时为下级线路首端提供远后备；Rset均设置为100 Ω。保护流程如图5 所示。

图5 保护流程Fig.5 Protection process

5 仿真验证

基于PSCAD/EMTDC 电磁暂态仿真平台，搭建如图1 所示测试系统仿真模型，验证所提负序阻抗重构策略和所提距离保护的有效性。

5.1 负序阻抗重构策略验证

当L87 的10%、90%处经1、10 和100 Ω 过渡电阻发生两相短路故障时，IIRPP 侧保护测得IIRPP负序阻抗角如附录A 图A8 所示，故障发生时刻为200 ms。由图A8 可见，不同故障条件下本文所提负序阻抗重构策略可保证IIRPP 负序阻抗角恒定为φaim。

5.2 保护Ⅰ段范围内线路故障

L87 的1%、50%处经不同过渡电阻发生两相短路故障时，所提保护方案动作情况如附录A 图A9所示。图中：tⅠ为所提保护Ⅰ段动作时间。与图2所示传统距离保护动作区域不同，所提保护能够正确计算φadd，real。因此，在不同的故障条件下，所提保护动作区域都能够沿着φadd，real方向延伸，包含测量阻抗，并且可在30 ms 内正确动作。

5.3 保护Ⅱ段范围内线路故障

当L87 的99%、101%处经不同过渡电阻发生两相短路故障时，所提保护方案动作情况如表1 所示。表中：L87 的101%位于L79；tⅡ为所提保护Ⅱ段动作时间。

表1 保护Ⅱ段范围内线路故障时保护动作情况Table 1 Protection action in case of line fault within scope of protection zone Ⅱ

由表1 可见，L87 末端和L79 首端发生短路故障时，IIRPP 侧保护Ⅱ段能够在30 ms 内判断出故障。因此，所提保护方案的保护范围能够覆盖线路全长。此外，由于下级线路发生故障时φadd，cal均滞后φadd，real，IIRPP 侧保护Ⅰ段均未误动，仿真结果与3.4节理论分析一致。

5.4 无功支撑策略

现有新能源并网技术规定对电网故障期间IIRPP 的无功支撑要求可总结为两种：不提供和提供无功支撑［10，24］。当L87 的50%处经100 Ω 过渡电阻，在不同IIRPP 无功支撑策略下发生两相短路故障时，所提保护方案动作情况如附录A 图A10 所示。提供无功支撑的情况按照《技术规定》进行，该标准规定，风电场应能向电网注入正序动态无功电流支撑正序电压恢复，从电网吸收负序动态无功电流抑制负序电压升高［24］。由图A10 可见，在不同的IIRPP 无功支撑策略下，附加阻抗角发生了较大变化，但所提保护方案能够根据φadd，cal自适应调整动作区域，保证了测量阻抗落入动作区域。因此，所提保护方案能够适应不同的IIRPP 无功支撑策略。

5.5 双端电力电子设备场景

本节将验证双端电力电子设备场景下所提保护的适应性。将图1 所示算例中大电网替换为柔性直流换流器，L87 的1%、50%处经不同过渡电阻发生两相短路故障时，所提保护方案动作情况如附录A图A11 所示。由附录A 图A11 可见，在双端电力电子设备场景下所提保护仍然能够正确动作。

5.6 不同控制参数

在不同控制参数下，只要逆变器输出的负序d轴和q轴电流最终能够跟踪参考值，所提保护就能够正确动作，但会影响保护动作时间。附录A 表A1为L87 的50%处经10 Ω 过渡电阻发生两相短路故障，所提保护方案在不同控制参数下的动作情况。表中：kd和kq为d轴和q轴控制环比例系数，Td和Tq分别为d轴和q轴控制环积分系数。

结果表明，所提保护就能够在不同控制参数下正确动作，但控制参数变化将影响保护的动作时间。因此，逆变器的控制系统应通过理论计算、短路试验等手段进行测试，以将控制参数调整至最佳状态，实现实际值对参考值的跟踪，尽可能提高保护的速动性。

5.7 所提保护方案与现有保护方案对比

表2 为所提保护方案与现有保护方案的对比，需要指出的是，表2 中保护动作时间不包括保护Ⅱ段延时和通信延时。相比文献［11］，本文所提保护方案不需依赖通信；相比文献［12］，本文所提保护方案速动性更优；相比文献［16-17］，本文所提保护方案只需调整负序电流，不影响利用正序电流进行无功支撑，因此能够适应不同的无功支撑策略。