中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：
摘要 受光伏逆變器控制策略影響，光伏場(chǎng)站呈弱饋性和電流相位受控特性，導(dǎo)致送出線路光伏側(cè)距離保護(hù)的測(cè)量阻抗無(wú)法正確反映故障所在位置，抗過(guò)渡電阻能力大大下降。根據(jù)送出線路系統(tǒng)的故障分量序網(wǎng)圖推導(dǎo)出線路短路阻抗的求解方程組，同時(shí)基于光伏場(chǎng)站直流母線接入的超導(dǎo)磁儲(chǔ)能（superconducting magnetic energy storage，SMES）改變傳統(tǒng)的低電壓穿越控制策略，通過(guò)控保協(xié)同消除方程組中的未知量，進(jìn)而對(duì)線路短路阻抗進(jìn)行求解，提出了基于超導(dǎo)磁儲(chǔ)能的光伏場(chǎng)站送出線路距離保護(hù)方案。與現(xiàn)有推導(dǎo)線路短路阻抗的方法相比，該方法不存在近似計(jì)算，計(jì)算準(zhǔn)確度得到很大提升；且相比于其他控保協(xié)同方案，該方案在保證距離保護(hù)可靠動(dòng)作的同時(shí)也兼顧了故障期間光伏場(chǎng)站對(duì)于電網(wǎng)的無(wú)功支撐，其低電壓穿越能力不僅沒(méi)有被削弱，反而得到一定的提升。
1 光伏送出線路距離保護(hù)適應(yīng)性分析
光伏場(chǎng)站送出線路如圖1所示，在送出線路MN中的K點(diǎn)處發(fā)生短路故障，此時(shí)保護(hù)m處測(cè)得的電壓圖片和電流圖片的關(guān)系為
圖1 光伏場(chǎng)站送出線路
Fig.1 Transmission line of photovoltaic station
根據(jù)式（2）可知，測(cè)量阻抗Zm由線路阻抗ZMK和附加阻抗ΔZ組成，其中圖片當(dāng)小電源側(cè)為同步電源時(shí)，短路故障后兩端故障電流的相位由線路兩端故障前的電壓決定?？紤]到系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行條件，正常運(yùn)行時(shí)兩端電壓相位相差不會(huì)太大，所以故障后兩端電流的相位差也并不大，通過(guò)傳統(tǒng)四邊形特性距離保護(hù)即可解決此類誤差。
然而，當(dāng)小電源側(cè)是光伏場(chǎng)站時(shí)，其輸出故障電流的相位和幅值由逆變器低電壓控制策略所決定，送出線路兩端的電流相位差異較大，導(dǎo)致附加阻抗ΔZ的相位無(wú)法確定，從而造成距離保護(hù)無(wú)法獲得準(zhǔn)確的測(cè)量阻抗，并可能引起保護(hù)拒動(dòng)或誤動(dòng)。附加阻抗的影響如圖2所示。在圖2中，當(dāng)ΔZ表現(xiàn)為純阻性時(shí)，發(fā)生區(qū)內(nèi)短路故障保護(hù)易拒動(dòng)；當(dāng)ΔZ表現(xiàn)為阻容性時(shí)，發(fā)生區(qū)外短路故障時(shí)保護(hù)易誤動(dòng)；當(dāng)ΔZ表現(xiàn)為阻感性時(shí)，發(fā)生區(qū)內(nèi)短路故障時(shí)保護(hù)也容易拒動(dòng)。
圖2 附加阻抗的影響
Fig.2 Effect of additional impedance
2 基于超導(dǎo)磁儲(chǔ)能的光伏場(chǎng)站控制策略
根據(jù)第1節(jié)分析可知，光伏場(chǎng)站送出線路距離保護(hù)不能正確動(dòng)作的原因是兩端故障電流存在不確定的相位差，導(dǎo)致保護(hù)處測(cè)得的實(shí)際阻抗和線路短路阻抗（保護(hù)安裝處至短路點(diǎn)的線路阻抗）有較大誤差。如果可以通過(guò)與光伏場(chǎng)站的控制策略配合，直接求解出線路短路阻抗，即可消除過(guò)渡電阻的影響、提升距離保護(hù)的適應(yīng)性。
2.1 控保協(xié)同原理分析
以單相接地短路為例，當(dāng)送出線路發(fā)生A相短路故障時(shí)，圖1所示的送出線路中A相故障網(wǎng)絡(luò)如圖3所示。
圖3 A相故障網(wǎng)絡(luò)
Fig.3 Network of phase-A fault
根據(jù)故障網(wǎng)絡(luò)可得保護(hù)m處測(cè)得的A相電壓和電流的關(guān)系為
式中：R1和L1為送出線路單位長(zhǎng)度的正序電阻和電感；lMK為保護(hù)m處至短路點(diǎn)k的距離；圖片和圖片分別為保護(hù)m處和短路點(diǎn)處流過(guò)的A相電流；圖片為保護(hù)m處的零序電流；ω為功率角頻率；kR和kL分別為零序電流電阻補(bǔ)償系數(shù)和零序電流電感補(bǔ)償系數(shù)，kR=(R0?R1)/3R1，kL=(L0?L1)/3L1。
式（3）構(gòu)成的方程中，存在較多的未知量，因此無(wú)法對(duì)故障距離進(jìn)行求解。為簡(jiǎn)化式（3），構(gòu)造故障零序分量網(wǎng)絡(luò)，如圖4所示，由零序故障分量網(wǎng)絡(luò)建立的方程可表示為
圖4 A相故障零序分量網(wǎng)絡(luò)
Fig.4 Zero-sequence component network under phase-A fault
由于Zn0=Rn0+jωLn0，非線性方程中包含4個(gè)未知量，分別為lMK、Rf、Rn0和Ln0。想要求解得到短路點(diǎn)至保護(hù)m處的距離lMK，即求解線路短路阻抗，需構(gòu)造一組包含4個(gè)方程的方程組。非線性方程由包含實(shí)部和虛部的向量組成，將實(shí)部和虛部進(jìn)行分解，目前可得出2個(gè)不相關(guān)的方程。此外，當(dāng)光伏控制策略調(diào)整時(shí)，由于在不同控制策略下光伏場(chǎng)站外部等值故障網(wǎng)絡(luò)不會(huì)發(fā)生改變，上述推導(dǎo)分析仍適用。
根據(jù)上述分析，如果可以再構(gòu)造2個(gè)不相關(guān)的方程，即可直接計(jì)算出故障距離，求解出線路短路阻抗。
現(xiàn)有求解線路短路阻抗的方法大多利用逆變器控制策略的靈活性，通過(guò)調(diào)節(jié)逆變電源正序電流得到對(duì)應(yīng)方程，但都難以兼顧故障期間光伏場(chǎng)站對(duì)網(wǎng)絡(luò)的無(wú)功支撐，與新能源并網(wǎng)規(guī)定存在沖突。
由于光伏發(fā)電不具有機(jī)械旋轉(zhuǎn)部分，與風(fēng)電相比，其轉(zhuǎn)動(dòng)慣量較小，更易受到外界因素的干擾。為提高光伏場(chǎng)站正常運(yùn)行的穩(wěn)定性，現(xiàn)有光伏場(chǎng)站往往在直流母線增加混合儲(chǔ)能（蓄電池+超導(dǎo)磁儲(chǔ)能）來(lái)平抑功率波動(dòng)、穩(wěn)定直流側(cè)的母線電壓。并且，當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生較嚴(yán)重的短路故障時(shí)，光伏場(chǎng)站發(fā)出的功率無(wú)法及時(shí)外送，能量的積聚會(huì)導(dǎo)致直流母線過(guò)電壓，此時(shí)利用接入的混合儲(chǔ)能可以大大降低暫態(tài)過(guò)電壓程度。因此在直流側(cè)接入混合儲(chǔ)能已逐漸被廣泛應(yīng)用。
基于上述分析，提出利用光伏場(chǎng)站直流側(cè)連接的超導(dǎo)磁儲(chǔ)能，在提升光伏低電壓穿越能力的基礎(chǔ)上，構(gòu)造4個(gè)不相關(guān)的求解線路短路阻抗的方程，合理解決送出線路距離保護(hù)誤動(dòng)或拒動(dòng)的問(wèn)題。
2.2 基于超導(dǎo)磁儲(chǔ)能的光伏場(chǎng)站低電壓穿越策略
為構(gòu)造多組方程，現(xiàn)提出基于超導(dǎo)磁儲(chǔ)能的光伏場(chǎng)站低電壓穿越策略：在不改變光伏最大功率跟蹤運(yùn)行模式下，利用光伏場(chǎng)站直流側(cè)增加的超導(dǎo)磁儲(chǔ)能對(duì)逆變器輸出的有功和無(wú)功進(jìn)行分階段調(diào)節(jié)來(lái)提升光伏的低電壓穿越能力。故障期間，超導(dǎo)磁儲(chǔ)能平衡輸出的有功，在保證直流母線電壓穩(wěn)定的同時(shí)，增大逆變器無(wú)功輸出，提升故障時(shí)光伏場(chǎng)站對(duì)電網(wǎng)電壓的支撐能力，同時(shí)解決線路短路阻抗無(wú)法計(jì)算的問(wèn)題。
2.2.1 光伏場(chǎng)站拓?fù)淠Ｐ?
光伏場(chǎng)站一般為2級(jí)式結(jié)構(gòu)，第1級(jí)結(jié)構(gòu)為Boost升壓電路，光伏通過(guò)其實(shí)現(xiàn)最大功率跟蹤；第2級(jí)結(jié)構(gòu)為DC-AC逆變器，光伏通過(guò)其中的PQ控制策略實(shí)現(xiàn)交流并網(wǎng)；SMES和直流母線之間采用雙向DC-DC連接。主要拓?fù)淠Ｐ腿鐖D5所示。
圖5 光伏場(chǎng)站拓?fù)淠Ｐ?
Fig.5 Topology model of photovoltaic station
Boost電路和逆變器之間的直流濾波電容實(shí)現(xiàn)了2級(jí)之間的解耦，對(duì)2級(jí)之間的能量變化起到緩沖作用。之所以在故障暫態(tài)期間選擇超導(dǎo)磁儲(chǔ)能提高光伏的低電壓穿越能力，而不選擇蓄電池，是因?yàn)镾MES具有響應(yīng)速度快、大功率輸出等優(yōu)勢(shì)，暫態(tài)期間能迅速反應(yīng)控制策略的要求，減少保護(hù)動(dòng)作延時(shí)。
2.2.2 Boost電路控制策略
光伏的輸出功率隨電壓的變化而變化，存在唯一的極點(diǎn)使其輸出功率最大，但在光伏場(chǎng)站運(yùn)行期間，其不一定工作在最大功率點(diǎn)，導(dǎo)致光伏的輸出效率大大降低。當(dāng)光照和溫度條件改變時(shí)，光伏的最大功率點(diǎn)也會(huì)隨之改變，因此光伏場(chǎng)站在運(yùn)行時(shí)需具備最大功率跟蹤（maximum power point tracking，MPPT）能力，其通常由Boost電路來(lái)實(shí)現(xiàn)。本文采用目前廣泛研究的擾動(dòng)觀察法來(lái)實(shí)現(xiàn)MPPT。
2.2.3 DC-AC逆變器低電壓穿越控制策略
當(dāng)網(wǎng)側(cè)發(fā)生電壓跌落時(shí)，超導(dǎo)磁儲(chǔ)能系統(tǒng)可以使光伏陣列繼續(xù)工作在最大功率跟蹤控制模式下，提高光伏陣列的發(fā)電效率，還可以快速平衡直流母線的功率波動(dòng)問(wèn)題，抑制直流側(cè)的過(guò)電壓，實(shí)現(xiàn)直流母線的恒壓控制，幫助光伏并網(wǎng)系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)可控可調(diào)運(yùn)行，提高其可靠性。
光伏DC-AC逆變器為典型的2電平電壓源型系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，根據(jù)其系統(tǒng)結(jié)構(gòu)進(jìn)行建模，通過(guò)Park變換后其數(shù)學(xué)模型為
式中：ed、eq為d、q軸的輸入電壓；id、iq為d、q軸的輸入電流；Sd、Sq為d、q軸的開(kāi)關(guān)函數(shù)；Udc為直流側(cè)母線電壓。具體低電壓穿越控制策略如下。
在故障初始階段，并網(wǎng)點(diǎn)電壓較大幅度跌落，且極不穩(wěn)定，發(fā)生較大程度的波動(dòng)。此時(shí)改變逆變器的控制策略，利用PQ控制增大光伏逆變器無(wú)功的輸出，光伏陣列和逆變器輸出之間的不平衡有功被SMES所吸收。在該階段，光伏場(chǎng)站僅輸出無(wú)功，向系統(tǒng)輸出的有功為0，最大程度支撐交流母線電壓的穩(wěn)定。
在故障中期階段（30 ms后），并網(wǎng)點(diǎn)電壓已較為穩(wěn)定。為防止SMES較快達(dá)到荷電狀態(tài)（state of charge，SOC）極限，并發(fā)揮光伏陣列自身作用為系統(tǒng)負(fù)荷提供一定的有功，此時(shí)光伏逆變器根據(jù)并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌落程度進(jìn)行正常的低電壓穿越，向系統(tǒng)輸出的有功增多，SMES吸收的有功減小。
故障期間，儲(chǔ)能系統(tǒng)吸收的不平衡功率為光伏陣列自身有功輸出減去逆變器的有功輸出，該策略不僅能很好地保護(hù)SMES、防止其過(guò)充過(guò)放，而且不改變光伏陣列最大功率運(yùn)行模式，具有很強(qiáng)的經(jīng)濟(jì)性。
在正常運(yùn)行期間，逆變器的控制策略不發(fā)生改變，仍采用功率外環(huán)和電流內(nèi)環(huán)相結(jié)合的雙閉環(huán)PQ控制策略。故障后，光伏陣列發(fā)出的有功不再全部外送，此時(shí)對(duì)功率外環(huán)進(jìn)行控制已經(jīng)意義不大，因此對(duì)逆變器控制策略進(jìn)行簡(jiǎn)化，直接采用單電流閉環(huán)控制，如圖6所示。
圖6 逆變器控制策略
Fig.6 Control strategy of inverter
2.2.4 SMES充放電控制策略
當(dāng)直流母線側(cè)能量過(guò)剩時(shí)，SMES吸收多余的功率；反之，須發(fā)出一定的有功支撐直流母線電壓的穩(wěn)定，因此SMES通過(guò)可以雙向流動(dòng)電流的DC-DC電路與直流母線連接，其典型拓?fù)淙鐖D7所示。
圖7 SMES典型拓?fù)?
Fig.7 Typical topology of SMES
式中：Pcap為直流母線并聯(lián)電容吸收的有功；Wcap為電容儲(chǔ)存的能量。根據(jù)式（16）可知，并聯(lián)電容的有功由直流母線電壓所決定（電容器C為定值），對(duì)其有功輸出的控制可以等價(jià)為對(duì)直流母線電壓的控制。
為對(duì)占空比進(jìn)行控制，須得出占空比的表達(dá)式，聯(lián)立式（13）和式（15）可得
3 基于超導(dǎo)磁儲(chǔ)能的送出線路距離保護(hù)方案
基于以上分析，提出了一種基于超導(dǎo)磁儲(chǔ)能的送出線路距離保護(hù)方案，合理解決送出線路受過(guò)渡電阻影響較大的問(wèn)題。根據(jù)超導(dǎo)磁儲(chǔ)能劃分的每一階段中的電壓電流關(guān)系，建立2組求解線路短路阻抗的方程組。在任意電壓跌落程度下，2階段的有功和無(wú)功輸出一定不為線性關(guān)系，即由2階段分別構(gòu)建的方程組并不相關(guān)。聯(lián)立2個(gè)階段的方程組，計(jì)算出線路短路阻抗，消除過(guò)渡電阻的影響。
3.1 線路短路阻抗求解方案
當(dāng)圖1所示的送出線路中K點(diǎn)發(fā)生BC兩相短路故障時(shí)，其故障網(wǎng)絡(luò)如圖9所示。
圖9 BC兩相故障網(wǎng)絡(luò)
Fig.9 Network of BC two-phase fault
圖10 BC兩相故障下故障分量序網(wǎng)
Fig.10 Fault component sequence network under BC two-phase fault
式中：R1、L1為單位長(zhǎng)度的正序電阻和電感；R2、L2為單位長(zhǎng)度的負(fù)序電阻和電感；Zm1、Zm2分別為母線M的背面等效正序、負(fù)序阻抗；Zn1、Zn2分別為母線N的背面等效正序、負(fù)序阻抗；圖片和圖片為保護(hù)m和保護(hù)n處測(cè)得的故障分量電流。由于光伏場(chǎng)站在不對(duì)稱故障時(shí)對(duì)負(fù)序電流進(jìn)行抑制，其輸出的負(fù)序電流為0，圖中負(fù)序網(wǎng)絡(luò)側(cè)為開(kāi)路運(yùn)行。根據(jù)故障分量序網(wǎng)分析可得，兩側(cè)的正序故障分量電流關(guān)系為
式（24）中，保護(hù)m背側(cè)的等效正序阻抗Zm1可以根據(jù)保護(hù)m處的電壓、電流故障分量直接求出，而對(duì)側(cè)由Rn1和Ln1組成的等效正序阻抗Zn1無(wú)法通過(guò)本地量直接求出。同理，當(dāng)發(fā)生兩相短路時(shí)方程組中包含4個(gè)未知量：lMK、Rf、Rn1和Ln1。
和兩相短路時(shí)類似，當(dāng)發(fā)生三相接地短路時(shí)，求解方程組中也包含4個(gè)未知量：lMK、Rf、Rn1和Ln1，求解過(guò)程限于篇幅不再贅述。
結(jié)合控制策略對(duì)求解線路短路阻抗的過(guò)程進(jìn)行分析。
1）故障后，在30 ms內(nèi)超導(dǎo)磁儲(chǔ)能完全吸收光伏陣列發(fā)出的有功，逆變器利用PQ控制發(fā)出幅值為1.1In的無(wú)功，最大程度支撐交流母線電壓的穩(wěn)定，此時(shí)保護(hù)m處測(cè)得的電流僅為光伏發(fā)出的無(wú)功，將其代入式（24）可以得出第一階段的方程組；
2）在故障發(fā)生30 ms后，控制策略自動(dòng)切換，逆變器進(jìn)行正常的低電壓穿越，在為電網(wǎng)提供無(wú)功支撐的同時(shí)發(fā)出一定程度的有功，此時(shí)不管在何種電壓跌落程度下，光伏向系統(tǒng)輸送的電流都與第一階段不同，因此可以構(gòu)建另一組不同的方程組，與第一階段的方程組聯(lián)立，求解出故障距離lMK，即求出線路短路阻抗。
本文采用具有準(zhǔn)四邊形特性的阻抗元件，當(dāng)發(fā)生故障時(shí)，得出線路短路阻抗|Z1lMK|并與整定值|Zset|進(jìn)行比較，若線路短路阻抗小于整定值時(shí)，保護(hù)正確動(dòng)作；反之保護(hù)不動(dòng)作。|Zset|的整定式為
式中：lset為被保護(hù)線路的長(zhǎng)度；Z1為送出線路單位長(zhǎng)度的阻抗。
3.2 距離保護(hù)啟動(dòng)判據(jù)
正常運(yùn)行時(shí)，送出線路故障分量電壓幾乎為0；當(dāng)發(fā)生故障后，光伏場(chǎng)站并網(wǎng)點(diǎn)處電壓迅速下降，故障分量電壓迅速增大。因此，選用保護(hù)安裝處的故障分量電壓作為距離保護(hù)的啟動(dòng)判據(jù)，一旦故障分量電壓滿足式（26），保護(hù)立刻啟動(dòng)。
式中：ΔUL為保護(hù)m處的故障分量線電壓；ΔUp為保護(hù)m處的故障分量相電壓；ε為動(dòng)作門(mén)檻值。為保證一定的裕度，ε取0.1 kV，實(shí)際工程中可以根據(jù)互感器誤差、保護(hù)可靠性要求、電壓等級(jí)等，對(duì)ε的值進(jìn)行調(diào)整。
3.3 故障方向判別
當(dāng)送出線路發(fā)生故障時(shí)，保護(hù)m處測(cè)得的故障電流為光伏場(chǎng)站提供。由于光伏場(chǎng)站采用了逆變器限流控制策略，其幅值遠(yuǎn)小于大電網(wǎng)提供的故障電流；當(dāng)光伏場(chǎng)站內(nèi)部發(fā)生短路故障時(shí)，保護(hù)m處測(cè)得的故障電流由大電網(wǎng)提供，其幅值遠(yuǎn)大于送出線路故障時(shí)流過(guò)的故障電流。根據(jù)此故障特征對(duì)故障方向進(jìn)行判別，當(dāng)保護(hù)m處測(cè)得的故障電流幅值滿足式（27）時(shí)，保護(hù)判定故障位于其正方向，反之則位于其反方向。
式中：Iset為故障方向判別整定值，本文取其為2In，其中In為光伏場(chǎng)站輸出的額定電流，實(shí)際工程中可以根據(jù)互感器誤差、保護(hù)可靠性要求、電壓等級(jí)等，對(duì)Iset的值進(jìn)行調(diào)整。
3.4 故障類型識(shí)別方法
由上述分析可知，發(fā)生不同類型故障時(shí)其求解方程存在差異，因此保護(hù)在求解線路短路阻抗前應(yīng)進(jìn)行故障類型的判別。新能源場(chǎng)站側(cè)的故障選型方法與傳統(tǒng)大電網(wǎng)側(cè)故障選型不同，文獻(xiàn)[29]從理論上分析了各種新能源場(chǎng)站送出線上發(fā)生不同類型故障時(shí)各序電壓的相位和幅值特性，在此基礎(chǔ)上，提出了一種利用穩(wěn)態(tài)電壓的相位比較和幅值比較進(jìn)行故障類型判別的新方法。該方法在不對(duì)稱接地故障的情況下采用各序電壓的相位比較結(jié)果作為選擇標(biāo)準(zhǔn)， 其不受新能源場(chǎng)站類型的影響，在高電阻接地故障情況下也具有良好的識(shí)別性能。本文選用該方法對(duì)故障類型進(jìn)行識(shí)別，具體介紹參考文獻(xiàn)[29]，此處不再贅述。
3.5 距離保護(hù)方案
當(dāng)送出線路故障發(fā)生時(shí)，故障分量電壓滿足啟動(dòng)判據(jù)，保護(hù)啟動(dòng)。此時(shí)對(duì)故障電流幅值大小進(jìn)行判別，如果保護(hù)流過(guò)的短路電流大于整定值，則說(shuō)明故障發(fā)生在保護(hù)反方向，保護(hù)返回；如果短路電流小于整定值，則故障發(fā)生在保護(hù)正方向，此時(shí)保護(hù)對(duì)故障類型進(jìn)行識(shí)別，根據(jù)故障類型選擇不同的求解線路短路阻抗的方法。
在計(jì)算線路短路阻抗時(shí)，需對(duì)非線性方程組進(jìn)行迭代求解，迭代算法的準(zhǔn)確度是保證保護(hù)正確動(dòng)作的前提。因此，本文采用Newton-EPSS迭代算法對(duì)非線性方程組進(jìn)行求解，大大提升了解的精度，且在求解速度方面具有明顯優(yōu)勢(shì)。
保護(hù)的動(dòng)作判據(jù)在3.1節(jié)已作出規(guī)定，整定值圖片取0.9lMN，II段定值圖片取1.2lMN。保護(hù)流程如圖11所示。
圖11 保護(hù)流程
Fig.11 Protection flow
4 仿真驗(yàn)證
為驗(yàn)證所提方法的性能，基于PSCAD/EMTDC搭建了圖1所示的仿真模型。模型中的具體參數(shù)如表1所示。準(zhǔn)四邊形阻抗特性參數(shù)α1、α2、α3、α4分別為10°、10°、70°、8°。
表1 仿真模型參數(shù)
Table 1 Parameters of simulation model
針對(duì)不同情況下的短路故障進(jìn)行仿真驗(yàn)證，采用全波傅里葉算法對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行提取，采樣率為2 kHz。為保證保護(hù)的速動(dòng)性，只選取第2階段前30 ms的穩(wěn)態(tài)數(shù)據(jù)構(gòu)造方程組，將其和故障后0~30 ms內(nèi)的穩(wěn)態(tài)數(shù)據(jù)聯(lián)立，將每個(gè)方程組求解得出的線路短路阻抗取平均值得到最終結(jié)果，最后進(jìn)行距離保護(hù)Ⅰ段、Ⅱ段區(qū)內(nèi)外故障識(shí)別。
4.1 控制策略的驗(yàn)證
當(dāng)送出線路發(fā)生三相故障時(shí)，采用所提控制策略后的光伏場(chǎng)站并網(wǎng)點(diǎn)電壓如圖12 a)所示。第1階段無(wú)功滿發(fā)，電壓跌落程度較小；第2階段由于無(wú)功的減少，并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌落程度有所增大。本文控制策略和傳統(tǒng)控制策略的對(duì)比結(jié)果如圖12 b)所示。
圖12 并網(wǎng)點(diǎn)電壓仿真結(jié)果
Fig.12 Simulation result of grid-connected point voltage
根據(jù)仿真結(jié)果可知，在第1階段中，由于SMES的存在，光伏逆變器實(shí)現(xiàn)了自身設(shè)置的“向系統(tǒng)注入更多無(wú)功”控制策略，使電壓水平提高到標(biāo)稱水平的62％，相比于傳統(tǒng)控制策略，電壓水平提高了22％；在第2階段由于仍采用傳統(tǒng)的低電壓穿越策略，電壓跌落程度和傳統(tǒng)控制策略下近似相同。
基于上述分析，在本文控制策略下并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌落更小，其低電壓穿越能力不僅沒(méi)有被削弱，反而得到了一定的提升。與其他控保協(xié)同的方案相比，該方案在無(wú)功支撐方面具有明顯優(yōu)勢(shì)。
4.2 不同故障位置下保護(hù)方案的驗(yàn)證
針對(duì)在不同故障位置下發(fā)生短路進(jìn)行仿真計(jì)算，圖13給出了故障發(fā)生在距離光伏場(chǎng)站并網(wǎng)點(diǎn)20 km、60 km的仿真結(jié)果。1 s時(shí)，送出線路發(fā)生三相短路故障（Rf=20Ω），保護(hù)啟動(dòng)；1.03 s時(shí)，保護(hù)開(kāi)始計(jì)算線路短路阻抗。由仿真結(jié)果可知，此時(shí)保護(hù)處計(jì)算得到的線路故障距離在實(shí)際值上下有較小波動(dòng)，但誤差不大，取平均值后誤差進(jìn)一步縮小。
圖13 故障發(fā)生在不同位置時(shí)仿真結(jié)果
Fig.13 Simulation results when the fault occurs at different positions
在故障初期5 ms內(nèi)存在暫態(tài)過(guò)程，電壓波動(dòng)不規(guī)律，且波動(dòng)幅度較大，因此1.03 s后5 ms內(nèi)的計(jì)算值誤差相對(duì)較大，與仿真結(jié)果一致。
為進(jìn)一步驗(yàn)證所提保護(hù)方案的適用性，對(duì)故障發(fā)生在距離光伏場(chǎng)站并網(wǎng)點(diǎn)為10 km、40 km和70 km的情況進(jìn)行仿真，仿真結(jié)果如表2所示。其中，lcal為故障后30-60 ms數(shù)據(jù)對(duì)應(yīng)計(jì)算出的線路故障距離的平均值，ltrue為實(shí)際線路故障距離。根據(jù)圖13和表2中的結(jié)果可知，所提方法不受故障位置變化的影響，在不同故障位置下均具備較高的準(zhǔn)確度。
表2 不同故障位置下計(jì)算結(jié)果
Table 2 Calculation results under different fault locations
4.3 不同過(guò)渡電阻下保護(hù)方案的驗(yàn)證
當(dāng)故障發(fā)生在線路末端80 km處時(shí)，設(shè)置不同過(guò)渡電阻進(jìn)行仿真。圖14為送出線路發(fā)生A相接地故障，當(dāng)Rf=100Ω和Rf=150Ω時(shí)，所提方案的仿真結(jié)果。當(dāng)過(guò)渡電阻為100Ω時(shí)，計(jì)算所得的線路故障距離為80.89 km，測(cè)量阻抗為11.325+j30.738 Ω，保護(hù)正確動(dòng)作；當(dāng)過(guò)渡電阻為150 Ω時(shí)，計(jì)算所得的線路故障距離為81.02 km，測(cè)量阻抗為11.343+j30.788 Ω，保護(hù)仍能正確動(dòng)作。
圖14 不同過(guò)渡電阻下仿真結(jié)果
Fig.14 Simulation results under different fault resistances
表3給出了Rf=75Ω、125Ω、175Ω時(shí)不同故障類型下的計(jì)算結(jié)果。對(duì)比圖14和表3中的結(jié)果可知，所提方法具有較強(qiáng)的過(guò)渡電阻能力。
表3 不同過(guò)渡電阻下計(jì)算結(jié)果
Table 3 Calculation results under different fault resistances
4.4 光伏場(chǎng)站容量變化對(duì)保護(hù)的影響
光伏場(chǎng)站的容量變化會(huì)影響其弱饋特性，將其容量分別設(shè)置為20 MW和40 MW進(jìn)行仿真。設(shè)置1 s時(shí)，送出線路不同位置發(fā)生故障（Rf=50Ω），仿真結(jié)果如表4所示。
表4 不同光伏容量時(shí)計(jì)算結(jié)果
Table 4 Calculation results of different photovoltaic capacity
由仿真結(jié)果可知，光伏場(chǎng)站容量的變化對(duì)線路故障距離的計(jì)算結(jié)果影響不大，本文方案很好地消除光伏場(chǎng)站弱饋特性對(duì)距離保護(hù)產(chǎn)生的影響。
4.5 與現(xiàn)有保護(hù)方法的比較
為表征本方案計(jì)算的精確度，定義計(jì)算所得線路故障距離（保護(hù)安裝處至短路點(diǎn)的距離）誤差η為
文獻(xiàn)[13]提出一種利用高頻諧波分量對(duì)線路短路阻抗進(jìn)行計(jì)算的方案，比較其與本文方法的性能。圖15展示了在送出線路末端85 km處發(fā)生A相接地短路時(shí)，2種方法計(jì)算線路故障距離的對(duì)比結(jié)果。
圖15 2種方法計(jì)算結(jié)果對(duì)比
Fig.15 Comparison of the calculation results while using the two methods
從圖15可以看出，與文獻(xiàn)[13]的方法相比，所提方法具有更好的性能，計(jì)算出的線路故障距離誤差更小。隨著過(guò)渡電阻的增大，2種方法的計(jì)算誤差也隨之增大，即本文方法在抗過(guò)渡電阻能力方面優(yōu)勢(shì)更加明顯。
為繼續(xù)驗(yàn)證該方法的優(yōu)越性，將所提方法與文獻(xiàn)[15]的方法進(jìn)行比較。文獻(xiàn)[15]通過(guò)調(diào)整新能源故障控制策略，使故障附加阻抗呈純阻性，但其相比本文策略，低電壓穿越能力大大降低。在求解線路故障距離方面，2種方法的比較結(jié)果如表5所示。由對(duì)比結(jié)果可知，本文方法能夠更加準(zhǔn)確地反映故障點(diǎn)到保護(hù)安裝處的線路故障距離，誤差更小。
表5 文獻(xiàn)[15]與本文方法比較結(jié)果
Table 5 Comparison between methods in [15] and in this paper
5 結(jié)論
由于光伏場(chǎng)站輸出電流的幅值和相位受控特性，其送出線發(fā)生故障時(shí)原有的光伏側(cè)距離保護(hù)無(wú)法正確動(dòng)作。本文通過(guò)分析不同故障情況下的送出線路故障網(wǎng)絡(luò)和故障分量序網(wǎng)，推導(dǎo)出線路短路阻抗的求解方程組，提出了基于超導(dǎo)磁儲(chǔ)能的送出線路距離保護(hù)方案，得到如下結(jié)論。
1）基于光伏場(chǎng)站直流母線接入的超導(dǎo)磁儲(chǔ)能，改變傳統(tǒng)的低電壓穿越控制策略，進(jìn)而對(duì)線路短路阻抗進(jìn)行求解。在該控制策略下，光伏場(chǎng)站電壓穿越能力不僅沒(méi)有被削弱，反而得到了一定的提升。與其他控保協(xié)同的方案相比，該方案在無(wú)功支撐方面具有明顯優(yōu)勢(shì)，能夠滿足不同地區(qū)的新能源并網(wǎng)技術(shù)規(guī)定。
2）所提保護(hù)能夠?qū)崟r(shí)準(zhǔn)確計(jì)算出對(duì)側(cè)電網(wǎng)的等效阻抗，因此不受電網(wǎng)運(yùn)行方式變化的影響。
3）該方法能夠根據(jù)本地量信息準(zhǔn)確計(jì)算出線路短路阻抗，通過(guò)控保協(xié)同消除了過(guò)渡電阻對(duì)于距離保護(hù)的影響，且在不同類型的故障下，距離保護(hù)均能可靠準(zhǔn)確動(dòng)作。
注：本文內(nèi)容呈現(xiàn)略有調(diào)整，如需要請(qǐng)查看原文。
