新能源场站集中并网区域继电保护装置测试技术

张丽，李胜男，唐金锐，付士亮

（1.云南电网有限责任公司电力科学研究院，云南 昆明 650217；2.武汉理工大学自动化学院，湖北 武汉 430070；3.云南电网有限责任公司红河供电局，云南 红河 651400）

0 前言

云南全省新能源装机容量快速增长，部分地区光伏/风电装机容量已达数百万千瓦[1]，需通过220 kV线路直接接入新建的500 kV变电站，从而实现新能源电力的并网消纳，在局部地区已形成以新能源为主体的新型电力系统示范区，为云南省乃至全国的绿色电力消纳及新型电力系统建设提供了有益借鉴。

受国内资源禀赋影响，现阶段光伏/风电渗透率较高区域一般处于用电负荷较低区域，网架较为薄弱，往往会通过新增500 kV变电站/输电线路、200 kV变电站/220 kV线路来实现新增大规模新能源场站的消纳。新能源场站集中送出区域往往含有数个乃至十几个大型的新能源场站，这些新能源场站再通过110 kV或者220 kV线路进行联网，并最终通过500 kV变电站接入主网。在该区域内，输电线路一旦发生故障，故障电流将主要由与故障点存在不同电气距离的不同新能源场站提供。新能源场站内的各并网逆变器设备与场站升压站距离各有不同，不同新能源场站内的各光伏逆变器、风电场并网变流器等的控制策略现阶段也均处于“黑盒子”状态，且参数不统一[2]。一旦新能源场站集中送出区域发生线路故障，受各并网逆变器锁相环解耦环节、低电压穿越控制环节、限流环节等影响，新能源场站集中送出区域与传统同步发电为主的电网故障特征差异明显[3]，特别是故障后百ms内的故障电压和故障电流波形，对传统继电保护装置的起动元件、选相元件、各保护算法元件等均带来了深刻影响[4-6]。一旦该集中送出区域发生500 kV或者220 kV故障，将在数十ms内造成整个区域内电力电子设备的控制动作，影响到工频故障分量的分析。且若送出线路被切除，则会带来送出区域部分地区形成源网荷储独立运行电网[7]，内部更是以新能源为绝对主导，传统继电保护装置的适应性以及动作性能更是需要全面评估并开展测试验证，确保该区域的稳定安全供电。

1 某新能源场站集中送出区域分析

云南某区域计划光伏装机共计1930 MW，其中1530 MW需通过新建500 kV变电站A送出。根据光伏电站接入系统前期分析结论，光伏电站A，装机容量530 MW，需新建一回220 kV线路至该新建500 kV变电站A；光伏电站B，装机容量550 MW，需新建一回220 kV线路至该新建500 kV变电站A；光伏电站C，装机容量450 MW，需新建一回220 kV线路至该新建500 kV变电站A。该新建500 kV变电站通过单回500 kV线路接入临近的500 kV变电站B。光伏电站D，装机容量100 MW，通过单回220 kV与装机容量为200 MW的光伏电站E相连，且光伏电站E通过220 kV线路与500 kV变电站B相连；光伏电站F，装机容量100 MW，通过中间某220 kV变电站A接入500 kV变电站B。与此同时，500 kV变电站B还与旁边的直流送出工程的换流站相连。

通过上述分析可知，该区域中，新建500 kV变电站A与接入的3个大规模新能源场站，仅通过单条500 kV线路与500 kV变电站B相连，该区域新能源装机容量达到1530 MW，属于典型的以新能源为主体的新型电力系统示范区。

具体到保护装置配置方面，该新建500 kV变电站A与500 kV变电站B间的500 kV线路配置2套光纤分相电流差动保护，每套保护具有阶段式相间距离、接地距离及零序方向过流保护及反时限零序过流保护的后备保护功能。每套主保护与远方跳闸、过电压保护采用一体化装置。线路保护直接模拟量电缆采样，直接GOOSE跳断路器；经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸；站内其他装置经GOOSE网络启动远跳。每套保护采用双通道，且均采用彼此独立的光纤通道，采用专用光纤芯+复用2 M光纤通信电路的方式传送保护信号。

图1 新能源场站集中送出区域示意图

该新建500 kV变电站本期3回220 kV出线，分别至光伏电站A、光伏电站B、光伏电站C各1回，最终出线规模12回。220 kV线路长度均在10~30 km，每回线路配置2套光纤分相电流差动保护，每套保护均带有完善的反应相间故障及接地故障的后备保护。线路保护直接模拟量电缆采样，直接GOOSE跳断路器；经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸；站内其他装置经GOOSE网络启动远跳。

每套保护采用双通道，且均采用彼此独立的光纤通道，采用专用光纤芯+复用2 M光纤通信电路的方式传送保护信号。

2 新型继电保护装置示范应用情况

新能源等电力电子设备接入电网，使得电网的故障特性发生了明显的变化。电力电子装置的快速响应使得反映故障的“源”和“路径”均发生变化。新能源的故障特征受控制策略影响严重，存在电流幅值受限、相角受控、非工频分量大、系统阻抗变化等特点，控制策略可能削弱故障后电气特征、降低保护性能，使电力系统由传统的同步电源特性向非线性、暂态受控的逆变器型的电源特性转变。因此，基于电源电动势与传输路径参数恒定的继电保护适应性受到严峻挑战。

针对以上问题，依托“新型电力系统控制与保护协同技术研究、装置研发及示范”课题，开展了新型电力系统电力电子设备与线路保护方法的研究工作，提出基于故障暂态波形时频信息的高速主保护新原理，适用于新能源集中接入系统线路保护场景。为实现新型电力系统继电保护装置示范应用，在该新建500 kV变电站A至光伏电站B的220 kV线路上开展新型电力系统保护装置试点应用。

目前已配置的220 kV线路保护装置为南京南瑞继保和北京四方线路保护装置，新型保护装置（单套）建议单独组屏。保护通道一、通道二均采用专用光纤芯通道，同时保护装置信号接保信子站，智能录波器及监控后台。新型电力系统保护装置配置在该线路两侧，现场电流互感器CT配置情况：220 kV线路CT配置6组5P30级保护绕组，两组用于母线差动保护、两组用于线路保护，一组用于故障录波，剩余一组备用绕组，可用于新型电力系统继电保护装置试运行，CT配置具备试点应用条件。

3 新型继电保护装置测试方案

继电保护装置的输入信号可以来自于现场实际运行或物理模拟电力系统配套的电力系统互感器二次侧模拟量，也可以来自于数字仿真模型生成的二次侧数字量经数模转换模块产生的二次侧模拟量。

现有的继电保护装置测试方案主要包括继电保护测试仪为主的电流保护、距离保护和差动保护测试技术[8]、基于物理动态模拟系统的继电保护测试技术[9]、基于实时数字仿真系统的继电保护测试技术[10]。不管采用何种方法，其核心是如何获取与真实故障类似的电压电流波形，以此波形送入继电保护装置，并采集继电保护装置出口信号，判定新型继电保护装置的适应性与动作性能。对含新能源的新型电力系统故障暂态波形的生成技术进行了总结，见图2所示。据此可知，为适应不同比例、不同接入位置、不同控制策略新能源接入电网场景下的继电保护装置测试分析需要，数字仿真具有较大的灵活性，便于开展现阶段新型继电保护装置的测试需要。

图2 新型电力系统故障暂态波形生成技术

在本次示范项目中，为保证新型继电保护装置在现场应用的适应性，提出了图3所示的测试方案。

图3 新型继电保护装置测试验证方案示意图

该方案考虑了输电线路上游和下游同步发电机组、光伏发电站和风力发电场的机组组合情况，也计及了输电线路两端步发电机组、光伏发电站和风力发电场不同装机容量比例下的输电线路两侧短路电流、短路电压特征，可实现新型电力系统输电线路继电保护装置性能的全面测试。即考虑大区域内电网的特征，也适应待测试输电线路周边新能源渗透率的快速发展，可大幅提高输电线路继电保护的测试结果可信度。在此背景下，如果要验证基于暂态量的新型继电保护算法的普适性，则需要构建海量的电力系统模型（不同的风力发电、光伏发电、储能装置、直流输电的自身容量、控制策略及接入位置），以及设置海量的故障情况（不同的故障位置、故障过渡电阻、故障初相角）来进行测试验证。测试效率过低，且无法保证在新场景下的继电保护算法的适应性。

与此同时，在实际数字仿真验证中，尚无法考虑各类潜在新能源接入场景进行故障仿真，且数字仿真波形与现场实测波形往往有较大差距，无法反映现场故障波形中的各类电力电子设备、开关操作、电磁干扰环境等影响，以测试继电保护装置在各类场景下的动作性能。因此，项目组还提出了一种新型电力系统故障暂态波形自动生成方法，其主要思路是先从多维时频特征分析出发，融合现场实测波形，得出新能源场站集中送出区域故障波形的特征区域，然后基于根据条件对抗生成网络（conditional generative adversarial network，CGAN），自动生成海量典型的新型电力系统故障波形，为基于暂态量的继电保护算法测试验证提供重要技术支撑，大幅提高继电保护的测试可信度。

具体如下：

步骤1，通过现场故障录波图或物理模拟仿真平台或数字仿真平台，获取新型电力系统各设备（储能电站、光伏电站、风电场、柔性直流输电换流设备、常规交流输电线路）出口处、各类型故障（单相接地、两相短路、两相接地短路、三相短路）、各故障条件（故障过渡电阻、故障初相角）的暂态波形图，上述波形的采样率统一为fc，一般可取为10 kHz；每个故障波形的采样点总数均为n，一般可取为50。

步骤2，对这些实际新型电力系统故障暂态波形进行时域和频域分析，提取第k个故障波形的26个特征参量，并获取这些特征量的区间范围。具体包括：时域平均值X1k、故障波形时域标准差X2k、故障波形时域偏度X3k、故障波形时域峭度X4k、故障波形时域最大值X5k、故障波形时域最小值X6k、故障波形时域峰峰值X7k、故障波形时域均方根X8k、故障波形时域振幅因数X9k、故障波形时域波形因数X10k、故障波形时域冲击因数X11k、故障波形时域裕度因数X12k、故障波形时域能量X13k，共计13维时域特征值；频谱结果的平均值F1k、标准差F2k、偏度F3k、峭度F4k、最大值F5k、最小值F6k、峰峰值F7k、均方根F8k、振幅因数F9k、波形因数F10k、冲击因数F11k、裕度因数F12k、能量F13k，共计13维频域特征值。

步骤3，对新型电力系统各设备（储能电站、光伏电站、风电场、柔性直流输电换流设备、常规交流输电线路）出口处、各类型故障（单相接地、两相短路、两相接地短路、三相短路）、各故障条件（故障过渡电阻、故障初相角）的故障运行状态进行编码。具体而言，设备i在发生故障类型为j时，若故障过渡电阻为p欧姆且故障初相角为q角度时，则编码值为：i×1000+j×100+round(p/10)+round(q/10)。

各参数取值具体为：

步骤4，如图4所示，构建新型电力系统故障暂态波形的条件对抗生成网络，重点包括一个条件信息c、一个生成器、一个判别器。生成器输出的为维数为n的时间序列，判别器判断生成器输出的n维时间序列与步骤2中实际生成的故障暂态波形之间的相似程度，条件信息c为步骤2中26维时频域特征值所属区间范围，其同时作为判别器和生成器的输入。

图4 故障暂态波形条件对抗生成网络

步骤4.1，按步骤3中编码值，从小到大分别单独训练形成条件生成对抗网络。将编码值相同下的故障波形，按步骤2中形成的26维时频域特征值所属区间范围，形成26维的条件信息c。

构建适应新型电力系统故障暂态波形的条件对抗生成网络的条件信息c，具体为步骤2中形成的26维时频域特征值所属区间范围。

步骤4.2，生成器主要是对随机生成的n个数据组成的序列进行生成，并同时附带26维的条件信息c作为输入，以便对生成器波形打上符合实际故障波形的特征标签，n与步骤1中的每个故障波形的采样点总数保持一致。生成器构建网络采用长短记忆神经网络（Long-short term memory neural network），便于生成前后联系的波形数据。

步骤4.3，判别器采用常规的生成对抗网络中的判别函数，判断步骤4.2中生成的n维时间序列与步骤3中同一编码值下的暂态波形的相似性，同时将条件信息c也作为判别器的输入，进一步提高条件生成对抗网络生成指定26维时频域特征值区间暂态波形的训练速度并保证良好的收敛性，避免传统生成对抗网络无区别的生成波形序列并被误判为真实暂态故障波形。

步骤4.4，新型电力系统故障暂态波形的条件对抗生成网络在训练中，损失函数根据步骤3中的各编码值进行微调，避免所构建的生成网络出现模式坍塌问题。

步骤4.5，保存各编码值下训练好的生成器。

步骤5，根据步骤4得出的生成器，即可批量生成步骤3中各编码值对应场景下的新型电力系统故障暂态波形。

相比传统新型电力系统继电保护测试验证时构建海量的电力系统模型（不同的风力发电、光伏发电、储能装置、直流输电的自身容量、控制策略及接入位置），以及设置海量的故障情况（不同的故障位置、故障过渡电阻、故障初相角）来进行测试验证，提出的新型电力系统故障暂态波形自动生成方法，先通过26维故障波形时频域特征值构建条件对抗生成网络中的条件值，然后根据各故障场景微调损失函数来提高条件对抗生成网络的训练效率。所得到的生成器可以自动生成海量典型的新型电力系统故障波形，避免繁杂的搭建模型、更改故障参数、提取波形等过程，可大幅提高继电保护的测试效率。

4 结束语

本文通过某实际的新能源场站集中并网区域的新能源场站、电网接线及继电保护装置配置情况，分析了新型继电保护装置示范应用的必要性，针对各新能源场站接入容量变化、外部电网变化、各逆变器控制策略不同等各类场景下继电保护装置适应性及动作性能存在明显差异这一情况，提出了一种以新能源为主体的新型电力系统区域线路故障时的电压和电流波形生成方法，为新能源场站集中并网区域继电保护装置测试提供了可行方案。