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摘要
雙碳目標下新能源大量接入電網，繼電保護作為電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行首要保障措施越發(fā)重要。構網型變流器技術研究多集中于系統(tǒng)穩(wěn)定控制、故障穿越等方面，對于繼電保護的特性研究則鮮有涉及。對構網型儲能變流器控制策略下輸電線路保護適應性展開分析。首先，分析構網型變流器的同步控制策略和故障穿越控制策略，同時對不同故障穿越控制策略下的構網型變流的故障電路進行等效；其次，針對常見保護配置開展構網控制策略下的動作性能評估，并對各種保護配置進行適應性分析；最后，在Simulink中搭建含構網型儲能變流器的輸電線路模型，對相關理論進行驗證，并根據輸電線路保護適應性，給出了相應的改進建議。
01
構網型變流器控制策略與等效電路
1.1 構網型變流器的同步運行控制策略
相較于跟網型變流器，構網型變流器控制注入功率的方法為調整公共耦合點的電壓，通常采用下垂控制、虛擬同步機控制和虛擬振蕩器控制等策略。本文構建的仿真模型采用了虛擬同步機控制策略，因此，本文將重點分析虛擬同步機控制策略。
虛擬同步機的控制策略利用了搖擺方程特性，構網型變流器接入系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運行或小擾動情況下，其控制效果所呈現(xiàn)的外在特征與同步機相似，主要為以下兩個典型特征：
1）對外呈現(xiàn)的是電壓源特性；
2）通過控制變流器自身輸出功率實現(xiàn)同步。
以控制輸出功率實現(xiàn)同步方式為例，對構網型變流器的同步運行控制進行分析，其典型控制框圖如圖1所示。圖1中，P為變流器網側公共耦合點編號；u、up分別為變流器端口處和P處的電壓；ip為P處的電流，規(guī)定電流正方向為變流器指向電網側；θ為電壓相位給定值；為參考電壓幅值；為三相電壓調制波。構網型變流器控制系統(tǒng)，通過采集公共耦合點電壓電流量，依據外環(huán)功率控制環(huán)節(jié)得出電壓幅值信號和相位信號θ，然后經內環(huán)電壓電流控制環(huán)節(jié)處理，輸出相應的調制信號，最終利用PWM發(fā)生器轉換為功率開關器件的驅動信號。構網型變流器經濾波電感Lf對高頻諧波進行濾除后接入交流電網，實現(xiàn)控制系統(tǒng)的閉環(huán)運行。
圖1 構網型變流器同步運行的典型控制框圖
Fig.1 Typical control diagram for synchronous operation of grid type inverters
本文著重分析穩(wěn)態(tài)運行與故障暫態(tài)情況下的系統(tǒng)等效結構及電氣特征，對于同步控制策略中變流器端口電壓幅值和相位的外環(huán)自產環(huán)節(jié)的具體控制細節(jié)并不過多涉及，綜合認為其能夠模擬發(fā)電機的基本特性，對外等效為電壓源。
1.2 構網型變流器的故障穿越控制策略
受功率半導體器件過流能力限制，構網型變流器在故障穿越期間需限制輸出電流，否則會造成器件損壞。故障限流策略直接影響了系統(tǒng)故障等大擾動情況下的電氣特征，是本研究關注重點之一。構網型變流器控制中目前常用的故障限流策略主要分為2類。
1）電流直接限幅策略。電流直接限幅主要有兩種實現(xiàn)方式。第一種方式是在過流時，繼續(xù)維持構網型控制策略，通過對電流參考值的直接限幅以防止電流過大，同時內環(huán)控制器確保電流指令的精確跟蹤。另一種方式則是在檢測到過流時，迅速切換至傳統(tǒng)的基于鎖相環(huán)的矢量控制模式，通過精確控制電流來實現(xiàn)限流目的。直接限幅方法主要特點為快速響應和高精度控制，但在限幅作用期間，變流器會轉變?yōu)殡娏髟刺匦浴?/span>
2）電流間接限幅策略。電流間接限幅策略的核心思想是采取控制策略動態(tài)增大內部的虛擬阻抗。這一方法等同于增大了換流器與電網中故障點之間的電氣隔離距離，從而有效限制故障電流。在限流過程中，虛擬阻抗能夠平緩地增大，避免電流的突變。同時在故障期間，換流器的外部特性可等效為一個電壓源串聯(lián)一個可調阻抗。
當采用電流直接限幅控制時，變流器會轉為電流源特性，大大減小了穩(wěn)定裕度。因此本文分析對象為采用間接方式實現(xiàn)限流的控制策略，該策略也能夠更好地擬合同步機系統(tǒng)外特性。
間接的虛擬阻抗限流方式，可直觀理解為在既有的電壓電流內環(huán)控制環(huán)節(jié)，引入了虛擬阻抗控制，該虛擬阻抗以電抗分量占主導，其典型控制流程如圖2所示。圖2中，GV和GI分別為電壓和電流內環(huán)傳遞函數；RS和LS分別為等效虛擬阻抗和電感；u?和i?分別為電壓和電流指令值。
圖2 虛擬阻抗限流方式的典型控制
Fig.2 Typical control diagram of virtual impedance current limiting method
1.3 構網型變流器的故障等效電路
故障嚴重程度對構網型變流器的控制策略具有決定性影響。在故障影響較小的情況下，構網型變流器能夠維持其正常運行狀態(tài)；然而，在嚴重故障情況下，電源將轉入故障穿越狀態(tài)。
若電源沒有處于故障穿越控制狀態(tài)，逆變器端口的電壓輸出將主要依賴于外環(huán)對內環(huán)所設定的電壓值。在此情況下，構網型變流器的運行受給定的無功功率及并網點電壓的調控，可被視為一個受控電壓源與小阻抗的串聯(lián)組合，如圖3所示。圖3中，UIBR為等效電壓源的電壓幅值；IIBR為等效電流源的電流幅值；ZIBR為等效阻抗。
圖3 構網型變流器的故障等值模型
Fig.3 Fault equivalent model of grid type converter
當實施直接限流型的故障穿越控制策略時，原先設定的電壓外環(huán)將不再發(fā)揮作用，而是根據需求直接設定輸出電流。此時，構網型變流器可被視為一個受控電流源與大阻抗的并聯(lián)組合。
在實施虛擬阻抗控制策略的情況下，維持給定電壓的外環(huán)控制不變，當系統(tǒng)發(fā)生故障并引入虛擬阻抗后，系統(tǒng)的等效阻抗會隨之改變。特別地，某些策略下的阻抗能夠依據故障的嚴重程度進行自適應調整。因此，可以將構網型變流器視作一個受控電壓源與可變阻抗的串聯(lián)組合。
02
輸電線路保護的適應性分析
隨著并網新能源規(guī)模的不斷擴大，電力系統(tǒng)的故障特性變得日益復雜，這對輸電系統(tǒng)中繼電保護元件的正常運作構成了更為嚴重的威脅。特別地，針對110 kV和330 kV等級的關鍵送出線路保護，其適應性的提升與改進配置方案的制定成為了電力系統(tǒng)運行管理部門及繼電保護設備制造商共同關注的焦點問題，亟待深入研究與有效解決。主流新能源送出電網結構如圖4所示，其中風電和光伏采用跟網型變流器，儲能采用構網型變流器。
圖4 新能源送出電網示意
Fig.4 Schematic diagram of new energy transmission grid
1） 對于110 kV的輸電線路，尤其是具有雙側電源特性的線路，其主保護策略通常是配置一套全線速動保護裝置。此外，還配備有3段式相間和接地距離保護作后備保護，同時結合了零序電流保護，以應對由過渡電阻引發(fā)的接地故障情況。
2）針對330 kV送出線路的保護配置與整定，強化主保護，精簡后備保護。主保護方面，主要類型包括縱聯(lián)電流差動保護、方向縱聯(lián)保護和縱聯(lián)距離保護。推薦采用兩套全線速動保護，兩套保護的交流回路與直流電源系統(tǒng)完全獨立，能夠迅速處理全線范圍的各種故障。兩套保護還增設了選相功能，因此對于需要配置單相重合閘的線路，也能夠精準判斷并隔離故障相。后備保護方面，為降低配合整定的復雜性，同時全面覆蓋并響應線路可能發(fā)生的各類故障，選擇階段式相間保護和接地保護策略。
根據以上送出線路保護配置，下面分別對縱聯(lián)電流差動保護、方向縱聯(lián)保護、距離保護、零序電流保護以及選相元件的適應性進行分析。
電流差動保護動作原理如圖5所示，其中US為系統(tǒng)等效電壓；Rf為接地阻抗；If為接地電流；IM與IN分別為線路M端和N端的電流分量；UM與UN分別為線路M端和N端的電壓分量。
圖5 電流差動保護動作原理
Fig.5 Schematic diagram of current differential protection operation
當實施直接限流的控制策略時，變流器所提供的故障電流幅值為相對較小的固定值；電流相位則具有不確定性，受多種因素影響，包括所采用的控制策略、故障具體類型以及故障位置等，因此保護的靈敏度有所下降。當實施虛擬阻抗的控制策略時，逆變器并網點的電壓設定值與電流值為非線性關系，相較于正常運行狀態(tài)，保護背側等值阻抗的幅值與相位均有所變動。同時，在故障情況下，兩端電流的幅值和相位關系也與未采用虛擬阻抗控制時存在差異。因此，對于虛擬阻抗控制下的電流差動保護，有必要進行深入的定性和定量分析，以明確其動作行為特性。
在故障期間，構網變流系統(tǒng)的等值正序阻抗幅值和相位均會產生一定的變化。相位不穩(wěn)定會影響正序故障分量方向元件的準確動作。而構網變流系統(tǒng)沒有負序暫態(tài)電勢，其負序回路在控制特性的作用下僅發(fā)生輕微變化，從而使得系統(tǒng)的負序阻抗保持相對穩(wěn)定狀態(tài)，有利于準確判斷故障方向。此外，零序分量完全由線路網絡拓撲決定，因此零序阻抗也呈現(xiàn)出穩(wěn)定特性，確保了零序故障分量方向元件的準確動作。
距離保護通過計算短路時保護安裝處的電壓Um與電流Im之比，得出保護與故障點之間的距離Lk，通過測量阻抗Zm=Um/Im判別故障是否在保護區(qū)內。相較于傳統(tǒng)跟網型逆變電源，構網型變流器具有電壓源屬性。當并網點電壓Uf降低時，其與給定電壓U?的差值使得外環(huán)輸出電壓U增加，以支撐并網點電壓，保持電壓源特性。虛擬阻抗的投入，使得電源側不再是線性阻抗，戴維南等值短時受到影響，暫態(tài)的測量阻抗可能會偏離阻抗圓，但穩(wěn)態(tài)情況下能夠準確計算。由于兩側故障電流存在較大差異，過渡電阻對測量阻抗的影響大于常規(guī)線路的距離保護，但構網型變流器較大的過流倍數有助于改善此情況。
在構網變流系統(tǒng)送出線上，當距主網電源x處發(fā)生單相短路接地故障時，流過主網側的零序電流與x呈反比例。在單相接地故障情況下，構網變流側流過的零序電流與L?x呈反例關系。
相電流差突變量選相元件選相的關鍵在于兩相電流差突變量的幅值關系，即
式中：ΔIAB、ΔIBC和ΔICA分別為兩相電流差突變量；C1、C2分別為正、負序電流分支系數；α為ej120°；IF1和IF2分別為故障點正序、負序電流。
當C1≠C2時，為保證選相元件的正確選相，則需要滿足
選相元件的判別依據為
分析構網變流系統(tǒng)的故障特征可得，若在故障期間，采取的控制措施導致C1和C1變化較大，最大相差超過90°，則會導致選相元件無法準確選相；而主網系統(tǒng)側的正序和負序電流的分支系數大小接近，可準確識別故障相。
03
仿真驗證
在Simulink中搭建圖4所示的仿真模型，結合不同的故障工況對故障電氣特征及繼電保護的動作特性進行驗證。構網型變流器控制采用虛擬同步機控制策略和虛擬阻抗限流方式。
考慮不同的故障類型和過渡電阻，輸電線路電流差動保護的動作情況如表1所示。
表1 輸電線路電流差動保護動作情況
Table 1 Operation of Current Differential Protection for Transmission Lines
由表1可得，發(fā)生區(qū)內故障時，保護均能夠正常動作；發(fā)生區(qū)外故障時均不動作。保護的動作幾乎不受構網變流系統(tǒng)下故障電流特性干擾。特別地，構網變流系統(tǒng)因其弱電源特性，在故障時產生的電流相對較小，導致差動電流與制動電流差異較小，此特征與常規(guī)弱饋系統(tǒng)接近。
為驗證方向元件在故障期間動作特性，A相故障下線路構網變流側的各類方向元件的判別結果如圖6所示。
圖6 不同方向元件的判別結果
Fig.6 Discrimination results of components in different directions
分析圖6可得：構網變流側的正負序阻抗比kZ12存在一定波動，由此導致ΔθA、ΔθB、ΔθC、ΔθAB、ΔθBC、ΔθCA呈現(xiàn)出一定程度波動性，進而影響了相量方向元件故障判斷的穩(wěn)定性。當采取特定限流措施時，構網變流側的正序阻抗出現(xiàn)一定程度波動，導致Δθ1出現(xiàn)一定程度波動，可能導致正序故障分量方向元件無法穩(wěn)定判斷。構網變流側的負序和零序阻抗相對穩(wěn)定，Δθ2和Δθ0基本穩(wěn)定在動作區(qū)內，因此負序和零序方向元件均能夠在動作區(qū)內維持穩(wěn)定。
區(qū)外和區(qū)內故障時構網變流側距離保護的動作情況如表2~3所示。
表2 區(qū)外故障時構網變流側距離Ⅰ段動作情況
Table 2 The action of distance segment I on the converter side of the network during faults outside the area
表3 區(qū)內故障時構網變流側距離Ⅰ段動作情況
Table 3 The action of distance segment I on the converter side of the network during faults inside the area
從表2中可以看出，該故障為正方向區(qū)外故障。但當存在0.3 Ω的過渡電阻時，相間短路和三相短路故障的測量阻抗位于動作區(qū)內，即發(fā)生了穩(wěn)態(tài)超越。由此可得，在發(fā)生正方向區(qū)外故障時，構網變流側距離元件的耐受過渡電阻能力和提供的故障電流相關，與典型弱饋系統(tǒng)特征較為類似。
從表3中可以看出，在沒有過渡電阻的情況下，測量阻抗能夠反映保護與故障位置的線路阻抗，保護元件能夠正常動作。然而，當存在0.6 Ω的過渡電阻時，構網變流側測量阻抗會偏移至保護動作區(qū)外。進一步地，過渡電阻增大至6 Ω時，對于部分故障類型，同樣會產生偏移。由此推斷，在區(qū)內發(fā)生故障的情況下，構網變流側距離保護元件對于過渡電阻的耐受能力和提供的故障電流相關，與典型弱饋系統(tǒng)特征較為類似。
假定構網變流側戴維南等效電勢EW分別為1.3Un、Un、0.9Un，Un為系統(tǒng)電源額定電壓，記錄不同的單相接地故障位置下主網側和構網變流側保護裝置流過的零序電流，具體結果如圖7~8所示。分析圖7可得，隨著EW的降低，零序電流曲線整體也呈現(xiàn)下降趨勢，且各曲線的形狀一致。分析圖8可得，零序電流曲線不僅隨EW的下降而下降，其形狀也趨于平緩。這一結論與前文適應性分析的結論相吻合。
圖7 流向主網側的零序電流與故障距離變化的關系
Fig.7 The relationship between the zero-sequence current flowing to the main grid side and the fault distance
圖8 流向構網變流側的零序電流與故障距離的關系
Fig.8 The relationship between the zero-sequence current flowing towards the grid-forming converter side and the fault distance
為驗證線路兩側選相元件在故障期間動作特性，A相故障下線路兩側的相電流差突變量如圖9所示。由圖9中可得，A相發(fā)生接地故障時，當采取特定限流措施時，若C1和C2變化較大，則無法確定相電流差突變量間的幅值大小，從而導致無法準確選相。而主網側正負序電流分支系數接近，相電流差突變量之間的幅值關系確定，因此能夠正確選相。
圖9 線路兩側的相電流差突變量
Fig.9 Sudden change in phase current difference on both sides of the line
在各種類型故障下，線路兩側選相元件的判別結果如表4所示。從表4可以看出，主網側的選相元件都能準確判別故障相，在構網變流側，選相的穩(wěn)定性與限流措施相關，存在誤選的可能。
表4 不同故障下兩側選相元件的判別結果
Table 4 The discrimination results of phase selection elements on both sides under different fault conditions
綜上，分析了構網型變流器控制策略下輸電線路保護適應性，給出送出線路保護配置建議如下。
1）對于110 kV的輸電線路，其主保護推薦選擇分相電流差動保護。為了進一步增強保護性能，特定限流措施下，考慮將距離I段保護設置應對過渡電阻的措施，以確保響應正確。同時，為了全面覆蓋各種故障情況，還應配備零序電流保護、距離Ⅱ段和Ⅲ段保護，作相間及接地故障的后備保護。
2）對于送出變壓器，其主保護推薦選擇比率差動保護。為增強保護可靠性，推薦選取勵磁涌流判據，如時差法和間斷角鑒別法等。后備保護則選擇零序電流方向保護和過電流保護。
3）對于330 kV的送出線路，其主保護推薦選擇分相電流差動保護。同時配備基于零序分量的方向元件和基于差流特征的選相元件，以準確判斷故障類型和位置。后備保護配置則推薦參考110 kV送出線路的配置方案。
04
結論
本文對構網型變流器控制策略下輸電線路保護適應性展開分析，在Simulink中搭建相應的仿真模型，并對相關的理論進行了驗證，得出結論如下。
1） 當虛擬阻抗的控制策略投入時，逆變器并網點的電壓與電流為非線性關系，相較于正常運行時，保護背側等值阻抗的幅值及相位均發(fā)生變化，但一般不會影響縱聯(lián)電流差動保護的動作可靠性。在故障期間，暫態(tài)正序故障分量方向元件與限流策略相關，而構網變流系統(tǒng)的負序和零序阻抗較為穩(wěn)定，負序故障分量方向元件和零序故障分量方向元件能夠正確進行判斷。
2） 由于構網型變流器的電壓源特性，當并網點電壓跌落時，其外環(huán)輸出電壓會增加，有利于距離保護。兩側故障電流的差異導致過渡電阻對測量阻抗的影響大于線路的距離保護。
3） 主網側零序電流曲線隨構網變流側戴維南等效電勢降低而下降，使得零序電流保護的靈敏度降低。構網變流側零序電流曲線隨構網變流側戴維南等效電勢降低而下降的同時，其形狀也趨于平緩，影響保護整定值的配合關系。
4） 基于相電流差突變量選相元件能否可靠工作取決于負正序分支系數的關系。對送出線路而言，構網變流側負正序電流分支系數差異與限流策略相關。
