針對新能源場站送出線兩相短路的負(fù)序阻抗重構(gòu)距離保護(hù)

晁晨栩，鄭曉冬，邰能靈，葉 海，劉虎林，韓 俊

（1.電力傳輸與功率變換控制教育部重點實驗室（上海交通大學(xué)），上海市 200240；2.國家電網(wǎng)有限公司華東分部，上海市 200120）

0 引言

在“雙碳”目標(biāo)下，逆變型新能源場站（inverterinterfaced renewable power plant，IIRPP）被 大 量 接入電網(wǎng)［1-3］。距離保護(hù)被廣泛用作輸電線路主保護(hù)和后備保護(hù)［4］，短路故障一般存在過渡電阻，測量阻抗將包含附加阻抗，造成距離保護(hù)拒動或誤動。

在以同步發(fā)電機（synchronous generator，SG）為主的場景中，附加阻抗角接近0°，四邊形特性距離繼電器可以有效避免上述問題。此外，國內(nèi)外學(xué)者提出了基于自適應(yīng)調(diào)整邊界、阻抗復(fù)平面和電壓相量平面的新型距離保護(hù)方案［5-8］，顯著提高了距離保護(hù)抗過渡電阻能力。然而，不同于SG，逆變電源短路電流幅值、相位以及序阻抗受控制策略影響［9］，這些方案應(yīng)用在IIRPP 送出線路時存在很大的失效風(fēng)險。文獻(xiàn)［10］分析了IIRPP 送出線路發(fā)生短路故障時逆變側(cè)距離保護(hù)動作情況，結(jié)果表明由于零序電流的存在，逆變側(cè)距離保護(hù)能夠正確識別大多數(shù)接地故障，但無法正確識別兩相短路故障。

針對這一問題，國內(nèi)外學(xué)者提出了眾多解決方案。第1 類解決方案是根據(jù)逆變電源特有的故障特性提出新型距離保護(hù)方案。文獻(xiàn)［11］針對兩相接地故障提出新型測量阻抗表達(dá)式，但針對兩相短路故障提出的新型縱聯(lián)保護(hù)方案要求通信。文獻(xiàn)［12］提出基于相繼動作的距離保護(hù)方案，利用系統(tǒng)側(cè)距離保護(hù)優(yōu)先動作以減小附加阻抗的幅值，從而提高距離保護(hù)抗過渡電阻能力，但該方案速動性較差。文獻(xiàn)［13-14］提出基于暫態(tài)高頻分量的距離保護(hù)，由于高頻下附加阻抗在測量阻抗中所占的比例相比于工頻下更小，該保護(hù)方案具有較強的抗過渡電阻能力，但易受噪聲等高頻信號影響，且需要升級測量裝置。文獻(xiàn)［15］根據(jù)光伏場站序阻抗調(diào)整動作區(qū)域以補償附加阻抗，提出自適應(yīng)調(diào)整邊界的距離保護(hù)方案，但光伏場站無法等效為電壓源和恒定阻抗的串聯(lián)，該方案合理性有待驗證。

第2 類解決方案為控制與保護(hù)協(xié)同方案，即通過改變逆變電源控制使其模仿SG 的故障特性，實現(xiàn)傳統(tǒng)距離保護(hù)的正確動作。文獻(xiàn)［16］提出基于逆變器控制的距離保護(hù)方案，通過逆變器控制將附加阻抗角調(diào)至0°附近，提高了四邊形特性距離繼電器的抗過渡電阻能力。文獻(xiàn)［17］提出綜合雙電流控制方案，讓逆變電源模擬SG 的故障電流特性，使得傳統(tǒng)距離保護(hù)正常工作?，F(xiàn)有適用于IIRPP 送出線路的控制與保護(hù)協(xié)同方案需要調(diào)節(jié)逆變電源正序電流來滿足保護(hù)需求，難以兼顧故障期間IIRPP 的無功支撐，與新能源場站并網(wǎng)技術(shù)規(guī)定存在沖突。

本文提出適用于逆變電源的負(fù)序阻抗重構(gòu)策略，使IIRPP 在兩相短路故障期間表現(xiàn)出不受故障位置和過渡電阻影響的恒定負(fù)序阻抗角。在此基礎(chǔ)上，通過本地測量值求取附加阻抗角，根據(jù)附加阻抗角自適應(yīng)調(diào)整距離保護(hù)動作區(qū)域，提出負(fù)序阻抗重構(gòu)距離保護(hù)方案。所提保護(hù)方案無需通信，能夠有效避免逆變側(cè)距離保護(hù)在IIRPP 送出線路兩相短路故障下的拒動，以及送出線路的下級線路兩相短路故障時保護(hù)Ⅰ段的誤動。此外，所提保護(hù)方案僅需調(diào)整逆變電源負(fù)序電流，正序電流能夠獨立設(shè)置參考值以適應(yīng)不同的IIRPP 無功支撐策略，符合新能源場站并網(wǎng)技術(shù)規(guī)定。測試結(jié)果表明，所提保護(hù)方案可以準(zhǔn)確識別區(qū)內(nèi)外非金屬性兩相短路故障。

1 送出線路逆變側(cè)距離保護(hù)適應(yīng)性分析

1.1 測試系統(tǒng)

測試系統(tǒng)使用IEEE 14 節(jié)點改進(jìn)系統(tǒng)，IIRPP通過35 kV 交流線路匯集至220 kV 升壓變壓器并網(wǎng)，額定功率為125 MW，測試系統(tǒng)如圖1 所示。線路正序阻抗和負(fù)序阻抗為（0.0178+j0.314）Ω/km，零序阻抗為（0.158+j1.58）Ω/km。

圖1 IEEE 14 節(jié)點改進(jìn)系統(tǒng)Fig.1 Modified IEEE 14-bus system

1.2 送出線路故障時距離保護(hù)拒動情況分析

送出線路L87 發(fā)生兩相短路故障時（本文兩相短路故障均指AB 兩相短路故障），電路圖如附錄A圖A1 所示。圖中：ZGrid為對側(cè)系統(tǒng)等效正阻抗，和分 別 為 電 網(wǎng) 側(cè)A 相 和B 相 測 量 電 流，和分 別 為IIRPP 側(cè)A 相 和B 相 測 量 電流，為故障點處A 相電流，α為故障位置，Z87為線路L87 阻抗，Rph為相間過渡電阻。

IIRPP 側(cè)AB 相間距離繼電器的測量阻抗ZAB如式（1）所示［18-19］。

觀 察 附 錄A 圖A2（a），從 幅 值 角 度 來 看，當(dāng)IIRPP 替 換 為 SG 時，幅 值 為幅 值 的96%，因 此Zadd幅 值 與Rph幅 值相近。當(dāng)IIRPP 并網(wǎng)時，由于IIRPP 短路電流幅值受 限，幅 值 較 小，在IIRPP 不 提 供 無 功支 撐 和 提 供 無 功 支 撐 下，幅 值 分 別 為幅 值 的2.93 倍 和2.70 倍，這 會 導(dǎo) 致Zadd幅值大于Rph幅值。

觀察附錄A 圖A2（b），從相位角度來看，IIRPP替 換 為SG 時，滯 后為5.2°。IIRPP 并 網(wǎng) 時，IIRPP 短 路 電 流 相 位 受 控，與存 在 較 大 相 角 差：IIRPP 不 提 供 無 功 支 撐 時，滯 后為76.3°；IIRPP 提 供 無 功 支 撐 時，滯后為41.1°。

可見，IIRPP 短路電流幅值受限、相位受控導(dǎo)致Zadd幅值較大且附加阻抗角可能嚴(yán)重偏離0°，IIRPP側(cè)距離保護(hù)極易發(fā)生拒動［10］。圖2 為L87 的50%處經(jīng)10 Ω 過渡電阻發(fā)生兩相短路故障時，IIRPP 側(cè)ZAB的軌跡圖。同時，圖2 也給出了將IIRPP 替換為SG時IIRPP 側(cè)ZAB的軌跡圖。圖中：φadd為附加阻抗角，即Zadd的相角。

圖2 L87 兩相短路故障下IIRPP 側(cè)距離保護(hù)動作情況Fig.2 Operation of IIRPP-side protection during L87 phase-to-phase faults

由圖2 可見，當(dāng)IIRPP 替換為SG，Zadd幅值較小且主要呈電阻性，ZAB可靠落入動作區(qū)域；然而，當(dāng)IIRPP 并網(wǎng)時，IIRPP 電流幅值受限、相位受控導(dǎo)致Zadd幅值較大且呈容性。因此，ZAB無法可靠落入動作區(qū)域，IIRPP 側(cè)距離保護(hù)Ⅰ段存在拒動風(fēng)險。

1.3 下級線路故障時距離保護(hù)誤動情況分析

送出線路的下級線路L79 發(fā)生兩相短路故障時，電路圖如附錄A 圖A3 所示。附錄A 圖A3 中，ZGrid，M和ZGrid，N分 別 為 等 效 系 統(tǒng)M 和 等 效 系 統(tǒng)N 的阻抗，Z79為線路L79 的阻抗，Z47為變壓器T47 的阻抗，和分 別 為 分 支 饋 入A 相 和B 相電流。

IIRPP 側(cè)ZAB如式（2）所示。

與1.2 節(jié)類似，Zadd幅值較大且相位可能嚴(yán)重偏離0°，IIRPP 側(cè)距離保護(hù)Ⅰ段存在誤動風(fēng)險［10］。附錄A 圖A4 為L87 的110%處（位于L79）經(jīng)10 Ω 過渡電阻發(fā)生兩相短路故障時，IIRPP 側(cè)ZAB的軌跡圖，同時也給出了將IIRPP 替換為SG 時IIRPP 側(cè)ZAB的軌跡圖?？梢姡?dāng)IIRPP 替換為SG 時，Zadd幅值較小且主要呈電阻性，ZAB正確地不落入距離保護(hù)Ⅰ段動作區(qū)域；然而當(dāng)IIRPP 并網(wǎng)時，Zadd幅值較大且呈容性，這導(dǎo)致ZAB可能落入距離保護(hù)Ⅰ段動作區(qū)域，IIRPP 側(cè)距離保護(hù)Ⅰ段存在誤動風(fēng)險。

2 適用于逆變電源的負(fù)序阻抗重構(gòu)策略

由1.2 節(jié) 和1.3 節(jié) 分 析 可 見，φadd受 控 制 影 響 大且其特性難以獲取，傳統(tǒng)距離保護(hù)的動作區(qū)域無法有效覆蓋和避開測量阻抗，導(dǎo)致其拒動和誤動。因此，φadd的獲取是解決距離保護(hù)拒動和誤動問題的關(guān)鍵。L87 發(fā)生兩相短路故障時，式（1）可改寫為：

由式（3）可見，獲取φadd的關(guān)鍵在于獲取的相 位，在 復(fù) 合 序 網(wǎng) 中 的 位 置 如 圖3 所 示。圖中：和分別為對側(cè)系統(tǒng)等效正序和負(fù)序阻抗，和分別為線路L87 的正序和負(fù)序阻抗，和分別為主變壓器正序和負(fù)序阻抗，為逆變電 源 負(fù) 序 阻 抗，為 對 側(cè) 系 統(tǒng)C 相 等 效 電 壓 源，為IIRPP 側(cè)C 相負(fù)序 電流。

圖3 L87 兩相短路故障時復(fù)合序網(wǎng)Fig.3 Composite sequence network during L87 phase-tophase faults

當(dāng) 負(fù) 序 網(wǎng) 絡(luò) 中 各 元 件 阻 抗 角 相 等 時，和具有如下相位關(guān)系。

結(jié)合式（3），φadd可由式（5）求取。

然而，在傳統(tǒng)控制策略下，Z無法保持恒定阻抗角。因此，本章提出適用于逆變電源的負(fù)序阻抗重構(gòu)策略，使逆變電源在線路兩相短路故障期間保持恒定的負(fù)序阻抗角，不受故障位置和過渡電阻的影響。

2.1 負(fù)序阻抗重構(gòu)

對于采用雙電流環(huán)解耦控制的逆變電源，發(fā)生兩相短路故障時并網(wǎng)點負(fù)序電壓如下所示［20-21］。

式中：U-為負(fù)序電壓幅值；ω為工頻旋轉(zhuǎn)角頻率；t為時間；θ為并網(wǎng)點正序電壓相位；φ=arctan（u/u），其中，u和u分別為三相負(fù)序電壓在角頻率為-ω的兩相旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下q軸和d軸電壓；φ-φ為三相負(fù) 序 對 稱 補 償 角 度（φ=0°，φ=-120°，φ=-240°）。

式中：I-為負(fù)序電流幅值；=arctan（/），其中和分別為三相負(fù)序電流在角頻率為-ω的兩相旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下q軸和d軸電流。

由此可得逆變電源負(fù)序阻抗Z的相位如下式所示。

令arg（Z）等于負(fù)序阻抗角目標(biāo)值φaim，可得和如式（9）所示。

2.2 負(fù)序電流幅值限制

為保證逆變電源三相輸出電流均不超出限值，需要限制I-的大小。將三相中正序電流與負(fù)序電流相位相差最小的相記為φmin，φmin相正序電流和負(fù)序電流相位關(guān)系如附錄A 圖A5 所示。圖中：Δφ為φmin相正序電流與負(fù)序電流相位差的絕對值，Imax為逆變電源允許輸出的最大相電流幅值。

在附錄A 圖A5 中應(yīng)用余弦定理可得式（10）。

式中：I+為正序電流幅值。

由式（10）可解得負(fù)序電流幅值最大值I如下式所示。

GB/T 19963.1—2021《風(fēng)電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定 第1 部分：陸上風(fēng)電》［22］（簡稱《技術(shù)規(guī)定》）規(guī)定，不對稱故障期間風(fēng)電場吸收的負(fù)序無功電流幅值如式（12）所示。

式中：K-為負(fù)序無功電流比例系數(shù)，取值范圍應(yīng)不小 于1.0；U為IIRPP 并 網(wǎng) 點 負(fù) 序 電 壓 幅 值；IN為IIRPP 額定電流。

IIRPP 負(fù)序電流幅值I-的計算式如下：

當(dāng)按照式（12）得出的負(fù)序電流幅值未超過I時，按照式（12）確定I-，此時可以滿足負(fù)序無功支撐要求且電流幅值不會越限；當(dāng)按照式（12）得出的負(fù)序電流幅值超過I時，為避免電流幅值越限，I-取，此時IIRPP 無法滿足負(fù)序無功支撐要求?！都夹g(shù)規(guī)定》指出，當(dāng)風(fēng)電場輸出電流幅值越限時，可通過減小風(fēng)電場的正負(fù)序無功電流來滿足避免電流幅值越限。因此，此時I-選取是可接受的。

適用于逆變電源的負(fù)序阻抗重構(gòu)策略控制框圖如附錄A 圖A6 所示。圖中：kQ為無功支撐系數(shù)，不提供無功支撐時為0，提供無功支撐時為1，uabc為并網(wǎng)點三相電壓，iabc為并網(wǎng)點三相電流，和為三相負(fù)序電流在角頻率為ω的兩相旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下q軸和d軸電流，和分別為三相負(fù)序電壓在角頻率為ω的兩相旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下q軸和d軸電壓，Pref為有功 功 率 參考值，UN為IIRPP 額 定 電 壓，i和i分別 為 正 序q軸 和d軸 參 考 電 流，i和i分 別 為 負(fù)序q軸 和d軸 參考電流，、，ref、，ref和uφ，ref分 別 為三相正序電壓、正序參考電壓、負(fù)序參考電壓和參考電壓全分量。

2.3 與其他控制策略的共存

目前，不對稱故障期間逆變器常用的控制策略有抑制負(fù)序電流、抑制有功波動和抑制無功波動控制策略。逆變器采用抑制負(fù)序電流控制策略時，IIRPP 在負(fù)序網(wǎng)絡(luò)將表現(xiàn)為一個無窮大的等值阻抗。本文所提負(fù)序阻抗重構(gòu)策略需要逆變器輸出一定的負(fù)序電流，因此，本文所提負(fù)序阻抗重構(gòu)策略無法與抑制負(fù)序電流控制策略共存。需要指出的是，由于《技術(shù)規(guī)定》中明確規(guī)定了不對稱故障期間逆變器需要輸出的負(fù)序電流。因此，本文所提負(fù)序阻抗重構(gòu)策略符合《技術(shù)規(guī)定》中對于逆變器輸出負(fù)序電流的要求。

當(dāng)Pref與無功功率參考值Qref滿足附錄B 式（B1）至式（B3）時，所提負(fù)序阻抗重構(gòu)策略能夠與抑制有功波動控制策略共存；當(dāng)Pref與Qref滿足附錄B式（B4）時，所提負(fù)序阻抗重構(gòu)策略能夠與抑制無功波動控制策略共存，具體推導(dǎo)過程見附錄B。

需要指出的是，考慮到通信延遲和自身控制延遲，逆變器的負(fù)序控制系統(tǒng)有可能先運行抑制負(fù)序電流、抑制有功波動和抑制無功波動這些常規(guī)負(fù)序控制策略。因此，需要將抑制負(fù)序電流控制策略功能閉鎖，保證變流器運行負(fù)序阻抗重構(gòu)策略，以確保所提保護(hù)的正常運行。對于抑制有功波動和抑制無功波動控制策略，可以選擇將其功能閉鎖，也可以按照附錄B 式（B3）和式（B4）設(shè)置負(fù)序電流參考值，在運行負(fù)序阻抗重構(gòu)策略的同時需要實現(xiàn)抑制有功波動或無功波動。

3 負(fù)序阻抗重構(gòu)距離保護(hù)

3.1 保護(hù)原理

本文所提負(fù)序阻抗重構(gòu)距離保護(hù)由動作區(qū)域X、Y 和Z 構(gòu)成，如圖4 所示。圖中：φL為線路阻抗角；Xset為電抗整定值，根據(jù)線路參數(shù)和保護(hù)范圍設(shè)定；Rset為電阻整定值，Rset越大，保護(hù)抗過渡電阻能力 越 強；βY和βZ分 別 為 動 作 區(qū) 域Y 和 動 作 區(qū) 域Z 頂角的一半。

圖4 負(fù)序阻抗重構(gòu)距離保護(hù)動作區(qū)域Fig.4 Operation area of negative-sequence impedance reconstruction distance protection

圖4（a）還展示了傳統(tǒng)四邊形特性距離繼電器的動作區(qū)域，與傳統(tǒng)動作區(qū)域向?qū)嵼S方向延伸不同，本文所提保護(hù)的動作區(qū)域X 向附加阻抗角φadd方向延伸。因此，區(qū)內(nèi)發(fā)生非金屬性短路故障時，動作區(qū)域X 能夠可靠覆蓋測量阻抗Zm。

當(dāng)故障發(fā)生在保護(hù)出口處，或過渡電阻較小時，Zm可能落在動作區(qū)域X的邊界CO和AO附近，此時僅靠動作區(qū)域X 無法可靠覆蓋Zm。為此，在動作區(qū)域X 的基礎(chǔ)上增加動作區(qū)域Y、Z，如圖4（b）所示。圖4（b）中，動作區(qū)域Y 和動作區(qū)域Z 均為等腰三角形，分別以AO和CO為高，βY和βZ均大于0°，可根據(jù)實際運行調(diào)整，本文均取3°。Zm進(jìn)入動作區(qū)域X、Y、Z 的判據(jù)依次如下式所示。

式中：Xm=Im（Zm），Rm=Re（Zm），分別為Zm虛部和實部。

3.2 逆變電源負(fù)序阻抗角目標(biāo)值的選取原則

負(fù)序阻抗角目標(biāo)值φaim的選取將影響按照式（5）所得φadd的精度。φaim的選取應(yīng)該遵循以下原則，當(dāng)送出線路出口發(fā)生故障（α=0），所提保護(hù)Ⅰ段能夠正確動作；當(dāng)送出線路末端發(fā)生故障（α=1），所提保護(hù)Ⅱ段能夠正確動作。這能確保送出線路任意位置發(fā)生故障時所提保護(hù)Ⅰ段或Ⅱ段正確動作。

φaim取arg（ZGrid），在本文算例中為77.8°，能夠滿足送出線路兩端故障時保護(hù)正確動作的條件，具體分析如下：1）當(dāng)α=0，式（5）計算所得φadd存在微小誤差，Zm將落在動作區(qū)域X 邊界CO附近，但由于動作區(qū)域Z，所提保護(hù)I 段依然能夠正確動作；2）當(dāng)α=1，幅值遠(yuǎn)大于α+幅值，負(fù)序網(wǎng)絡(luò)中故障點兩側(cè)阻抗角相等，即式（17）成立［9］。

由圖3 可見，此時式（5）求出的φadd就是實際的φadd，所提保護(hù)Ⅱ段能夠正確動作。

3.3 雙端電力電子設(shè)備場景下所提保護(hù)動作特性

隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)的推進(jìn)，線路兩端均是電力電子設(shè)備的場景增多，本節(jié)分析雙端電力電子設(shè)備場景下所提保護(hù)適應(yīng)性。在雙端電力電子設(shè)備場景下，相當(dāng)于將圖1 中的大電網(wǎng)替換為柔性直流換流器，國家標(biāo)準(zhǔn)《柔性直流輸電系統(tǒng)性能 第2 部分：暫態(tài)》［22］規(guī)定，交流系統(tǒng)不對稱故障期間，柔性直流換流器應(yīng)該以抑制負(fù)序電流為目標(biāo)。在送出線路故障期間，負(fù)序網(wǎng)絡(luò)中柔性直流換流器側(cè)為開路。因此和恰好相位相反，式（4）依然成立。接下來仍然可以通過式（5）計算φadd，并根據(jù)計算所得φadd自適應(yīng)調(diào)整動作區(qū)域。事實上，當(dāng)負(fù)序網(wǎng)絡(luò)中柔性直流換流器側(cè)開路時，進(jìn)入負(fù)序網(wǎng)絡(luò)時不會分流，根據(jù)式（5）求得的φadd相比于IIRPP 并網(wǎng)于大電網(wǎng)時反而會更加準(zhǔn)確。因此，所提保護(hù)在IIRPP 并網(wǎng)于柔性直流換流器時依然適用。

3.4 下級線路故障時所提保護(hù)動作特性

送出線路的下級線路故障時，保護(hù)安裝處到故障點之間存在分支饋入線路，這導(dǎo)致式（5）所得φadd（記為φadd，cal）與實際φadd（記為φadd，real）之間存在差異，從而導(dǎo)致動作區(qū)域X 并非沿著φadd，real方向延伸，本節(jié)將分析這種情況對所提保護(hù)造成的影響。

L79 發(fā)生兩相短路故障時，電路圖如附錄A 圖A3 所示，此時分支饋入線路為變壓器T47 所在的線路，IIRPP 側(cè)ZAB如式（18）所示。

對比式（18）和式（3），發(fā)現(xiàn)式（18）中的Zadd相比式（3）多了kPP（α-1）Z87。由于高壓系統(tǒng)中各元件負(fù)序 阻 抗 角 相 差 不 大，arg（Fault）仍 可 按 照 式（4）計算［19］。φadd，cal與φadd，real之間的差異主要源于Zadd中多出的kPP（α-1）Z87。因此，φadd，cal滯后φadd，real的角度為arg［Rph+kPP（α-1）Z87］。

高壓系統(tǒng)中短路電流相位差一般不超過20°［6，16，23］。因此，可以假設(shè)kPP的角度范圍是［-20°，20°］。本文線路阻抗角為86.8°，又考慮Rph從0 到正無 窮 變 化，則arg［Rph+kPP（α-1）Z87］范 圍 為（0°，106.8°］，即φadd，cal滯后φadd，real角度為（0°，106.8°］。由此可得Zadd、ZAB與所提保護(hù)Ⅰ段的動作區(qū)域X在阻抗復(fù)平面中的位置關(guān)系如附錄A 圖A7 所示。圖中：X87為L87 電抗值。

由圖A7 可見，由于φadd，cal滯后φadd，real角度為（0°，106.8°］，ZAB不會落入保護(hù)Ⅰ段動作區(qū)域X，所提距離保護(hù)Ⅰ段不誤動。

4 保護(hù)方案

IIRPP 側(cè)保護(hù)持續(xù)測量電壓、電流，保護(hù)啟動后則向IIRPP 發(fā)送負(fù)序阻抗重構(gòu)指令并判斷故障類型，IIRPP 接收到負(fù)序阻抗重構(gòu)指令后將按照式（9）和式（13）進(jìn)行負(fù)序阻抗重構(gòu)。如果故障為兩相短路故障，則按照式（5）計算φadd，并判斷Zm是否落入動作區(qū)域。如果連續(xù)5 個采樣點的Zm至少滿足式（14）、式（15）、式（16）其中之一，則保護(hù)發(fā)出跳閘信號。本文R87 保護(hù)Ⅰ段的電抗整定值X設(shè)置為L87 全長電抗值的80%，負(fù)責(zé)保護(hù)L87 的80% 長度；保護(hù)Ⅱ段的電抗整定值X設(shè)置為L87 全長電抗值的120%，負(fù)責(zé)保護(hù)L87 的80%～100%長度，同時為下級線路首端提供遠(yuǎn)后備；Rset均設(shè)置為100 Ω。保護(hù)流程如圖5 所示。

圖5 保護(hù)流程Fig.5 Protection process

5 仿真驗證

基于PSCAD/EMTDC 電磁暫態(tài)仿真平臺，搭建如圖1 所示測試系統(tǒng)仿真模型，驗證所提負(fù)序阻抗重構(gòu)策略和所提距離保護(hù)的有效性。

5.1 負(fù)序阻抗重構(gòu)策略驗證

當(dāng)L87 的10%、90%處經(jīng)1、10 和100 Ω 過渡電阻發(fā)生兩相短路故障時，IIRPP 側(cè)保護(hù)測得IIRPP負(fù)序阻抗角如附錄A 圖A8 所示，故障發(fā)生時刻為200 ms。由圖A8 可見，不同故障條件下本文所提負(fù)序阻抗重構(gòu)策略可保證IIRPP 負(fù)序阻抗角恒定為φaim。

5.2 保護(hù)Ⅰ段范圍內(nèi)線路故障

L87 的1%、50%處經(jīng)不同過渡電阻發(fā)生兩相短路故障時，所提保護(hù)方案動作情況如附錄A 圖A9所示。圖中：tⅠ為所提保護(hù)Ⅰ段動作時間。與圖2所示傳統(tǒng)距離保護(hù)動作區(qū)域不同，所提保護(hù)能夠正確計算φadd，real。因此，在不同的故障條件下，所提保護(hù)動作區(qū)域都能夠沿著φadd，real方向延伸，包含測量阻抗，并且可在30 ms 內(nèi)正確動作。

5.3 保護(hù)Ⅱ段范圍內(nèi)線路故障

當(dāng)L87 的99%、101%處經(jīng)不同過渡電阻發(fā)生兩相短路故障時，所提保護(hù)方案動作情況如表1 所示。表中：L87 的101%位于L79；tⅡ為所提保護(hù)Ⅱ段動作時間。

表1 保護(hù)Ⅱ段范圍內(nèi)線路故障時保護(hù)動作情況Table 1 Protection action in case of line fault within scope of protection zone Ⅱ

由表1 可見，L87 末端和L79 首端發(fā)生短路故障時，IIRPP 側(cè)保護(hù)Ⅱ段能夠在30 ms 內(nèi)判斷出故障。因此，所提保護(hù)方案的保護(hù)范圍能夠覆蓋線路全長。此外，由于下級線路發(fā)生故障時φadd，cal均滯后φadd，real，IIRPP 側(cè)保護(hù)Ⅰ段均未誤動，仿真結(jié)果與3.4節(jié)理論分析一致。

5.4 無功支撐策略

現(xiàn)有新能源并網(wǎng)技術(shù)規(guī)定對電網(wǎng)故障期間IIRPP 的無功支撐要求可總結(jié)為兩種：不提供和提供無功支撐［10，24］。當(dāng)L87 的50%處經(jīng)100 Ω 過渡電阻，在不同IIRPP 無功支撐策略下發(fā)生兩相短路故障時，所提保護(hù)方案動作情況如附錄A 圖A10 所示。提供無功支撐的情況按照《技術(shù)規(guī)定》進(jìn)行，該標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，風(fēng)電場應(yīng)能向電網(wǎng)注入正序動態(tài)無功電流支撐正序電壓恢復(fù)，從電網(wǎng)吸收負(fù)序動態(tài)無功電流抑制負(fù)序電壓升高［24］。由圖A10 可見，在不同的IIRPP 無功支撐策略下，附加阻抗角發(fā)生了較大變化，但所提保護(hù)方案能夠根據(jù)φadd，cal自適應(yīng)調(diào)整動作區(qū)域，保證了測量阻抗落入動作區(qū)域。因此，所提保護(hù)方案能夠適應(yīng)不同的IIRPP 無功支撐策略。

5.5 雙端電力電子設(shè)備場景

本節(jié)將驗證雙端電力電子設(shè)備場景下所提保護(hù)的適應(yīng)性。將圖1 所示算例中大電網(wǎng)替換為柔性直流換流器，L87 的1%、50%處經(jīng)不同過渡電阻發(fā)生兩相短路故障時，所提保護(hù)方案動作情況如附錄A圖A11 所示。由附錄A 圖A11 可見，在雙端電力電子設(shè)備場景下所提保護(hù)仍然能夠正確動作。

5.6 不同控制參數(shù)

在不同控制參數(shù)下，只要逆變器輸出的負(fù)序d軸和q軸電流最終能夠跟蹤參考值，所提保護(hù)就能夠正確動作，但會影響保護(hù)動作時間。附錄A 表A1為L87 的50%處經(jīng)10 Ω 過渡電阻發(fā)生兩相短路故障，所提保護(hù)方案在不同控制參數(shù)下的動作情況。表中：kd和kq為d軸和q軸控制環(huán)比例系數(shù)，Td和Tq分別為d軸和q軸控制環(huán)積分系數(shù)。

結(jié)果表明，所提保護(hù)就能夠在不同控制參數(shù)下正確動作，但控制參數(shù)變化將影響保護(hù)的動作時間。因此，逆變器的控制系統(tǒng)應(yīng)通過理論計算、短路試驗等手段進(jìn)行測試，以將控制參數(shù)調(diào)整至最佳狀態(tài)，實現(xiàn)實際值對參考值的跟蹤，盡可能提高保護(hù)的速動性。

5.7 所提保護(hù)方案與現(xiàn)有保護(hù)方案對比

表2 為所提保護(hù)方案與現(xiàn)有保護(hù)方案的對比，需要指出的是，表2 中保護(hù)動作時間不包括保護(hù)Ⅱ段延時和通信延時。相比文獻(xiàn)［11］，本文所提保護(hù)方案不需依賴通信；相比文獻(xiàn)［12］，本文所提保護(hù)方案速動性更優(yōu)；相比文獻(xiàn)［16-17］，本文所提保護(hù)方案只需調(diào)整負(fù)序電流，不影響利用正序電流進(jìn)行無功支撐，因此能夠適應(yīng)不同的無功支撐策略。

表2 所提保護(hù)方案與現(xiàn)有保護(hù)方案性能對比Table 2 Performance comparison between the proposed protection scheme and the existing protection schemes

6 結(jié)語

為解決IIRPP 送出線路及下級線路發(fā)生兩相短路故障時逆變側(cè)距離保護(hù)無法正確動作問題，本文提出適用于逆變電源的負(fù)序阻抗重構(gòu)策略和負(fù)序阻抗重構(gòu)距離保護(hù)方案，主要創(chuàng)新點和貢獻(xiàn)如下。

1）本文提出適用于逆變電源的負(fù)序阻抗重構(gòu)策略，使逆變電源在兩相短路故障期間表現(xiàn)出恒定的負(fù)序阻抗角。通過負(fù)序阻抗重構(gòu)策略的配合，附加阻抗角能夠通過本地量準(zhǔn)確計算；

2）本文提出負(fù)序阻抗重構(gòu)距離保護(hù)方案，根據(jù)附加阻抗角自適應(yīng)調(diào)整距離保護(hù)動作區(qū)域，解決了IIRPP 送出線路兩相短路故障時逆變側(cè)距離保護(hù)拒動，以及送出線路的下級線路兩相短路故障時保護(hù)Ⅰ段誤動的問題；

3）僅需調(diào)整IIRPP 負(fù)序電流來滿足計算附加阻抗角的需求，IIRPP 正序電流可獨立調(diào)整進(jìn)行無功支撐，所提保護(hù)方案能夠兼顧不同IIRPP 無功支撐策略、適應(yīng)不同地區(qū)的新能源場站并網(wǎng)技術(shù)規(guī)定。

本文所提方案本質(zhì)上為一種保護(hù)與控制協(xié)同方案，后續(xù)將進(jìn)一步研究保護(hù)與控制之間的通信方式，以及所提負(fù)序阻抗重構(gòu)策略與其他控制策略的共性問題。

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