基于超导磁储能的光伏场站送出线路距离保护

据储能界了解到，

摘要 受光伏逆变器控制策略影响，光伏场站呈弱馈性和电流相位受控特性，导致送出线路光伏侧距离保护的测量阻抗无法正确反映故障所在位置，抗过渡电阻能力大大下降。根据送出线路系统的故障分量序网图推导出线路短路阻抗的求解方程组，同时基于光伏场站直流母线接入的超导磁储能（superconducting magnetic energy storage，SMES）改变传统的低电压穿越控制策略，通过控保协同消除方程组中的未知量，进而对线路短路阻抗进行求解，提出了基于超导磁储能的光伏场站送出线路距离保护方案。与现有推导线路短路阻抗的方法相比，该方法不存在近似计算，计算准确度得到很大提升；且相比于其他控保协同方案，该方案在保证距离保护可靠动作的同时也兼顾了故障期间光伏场站对于电网的无功支撑，其低电压穿越能力不仅没有被削弱，反而得到一定的提升。

1 光伏送出线路距离保护适应性分析

光伏场站送出线路如图1所示，在送出线路MN中的K点处发生短路故障，此时保护m处测得的电压图片和电流图片的关系为

图1 光伏场站送出线路

Fig.1 Transmission line of photovoltaic station

根据式（2）可知，测量阻抗Zm由线路阻抗ZMK和附加阻抗ΔZ组成，其中图片当小电源侧为同步电源时，短路故障后两端故障电流的相位由线路两端故障前的电压决定。考虑到系统的稳定运行条件，正常运行时两端电压相位相差不会太大，所以故障后两端电流的相位差也并不大，通过传统四边形特性距离保护即可解决此类误差。

然而，当小电源侧是光伏场站时，其输出故障电流的相位和幅值由逆变器低电压控制策略所决定，送出线路两端的电流相位差异较大，导致附加阻抗ΔZ的相位无法确定，从而造成距离保护无法获得准确的测量阻抗，并可能引起保护拒动或误动。附加阻抗的影响如图2所示。在图2中，当ΔZ表现为纯阻性时，发生区内短路故障保护易拒动；当ΔZ表现为阻容性时，发生区外短路故障时保护易误动；当ΔZ表现为阻感性时，发生区内短路故障时保护也容易拒动。

图2 附加阻抗的影响

Fig.2 Effect of additional impedance

2 基于超导磁储能的光伏场站控制策略

根据第1节分析可知，光伏场站送出线路距离保护不能正确动作的原因是两端故障电流存在不确定的相位差，导致保护处测得的实际阻抗和线路短路阻抗（保护安装处至短路点的线路阻抗）有较大误差。如果可以通过与光伏场站的控制策略配合，直接求解出线路短路阻抗，即可消除过渡电阻的影响、提升距离保护的适应性。

2.1 控保协同原理分析

以单相接地短路为例，当送出线路发生A相短路故障时，图1所示的送出线路中A相故障网络如图3所示。

图3 A相故障网络

Fig.3 Network of phase-A fault

根据故障网络可得保护m处测得的A相电压和电流的关系为

式中：R1和L1为送出线路单位长度的正序电阻和电感；lMK为保护m处至短路点k的距离；图片和图片分别为保护m处和短路点处流过的A相电流；图片为保护m处的零序电流；ω为功率角频率；kR和kL分别为零序电流电阻补偿系数和零序电流电感补偿系数，kR=(R0−R1)/3R1，kL=(L0−L1)/3L1。

式（3）构成的方程中，存在较多的未知量，因此无法对故障距离进行求解。为简化式（3），构造故障零序分量网络，如图4所示，由零序故障分量网络建立的方程可表示为

图4 A相故障零序分量网络

Fig.4 Zero-sequence component network under phase-A fault

由于Zn0=Rn0+jωLn0，非线性方程中包含4个未知量，分别为lMK、Rf、Rn0和Ln0。想要求解得到短路点至保护m处的距离lMK，即求解线路短路阻抗，需构造一组包含4个方程的方程组。非线性方程由包含实部和虚部的向量组成，将实部和虚部进行分解，目前可得出2个不相关的方程。此外，当光伏控制策略调整时，由于在不同控制策略下光伏场站外部等值故障网络不会发生改变，上述推导分析仍适用。

根据上述分析，如果可以再构造2个不相关的方程，即可直接计算出故障距离，求解出线路短路阻抗。

现有求解线路短路阻抗的方法大多利用逆变器控制策略的灵活性，通过调节逆变电源正序电流得到对应方程，但都难以兼顾故障期间光伏场站对网络的无功支撑，与新能源并网规定存在冲突。

由于光伏发电不具有机械旋转部分，与风电相比，其转动惯量较小，更易受到外界因素的干扰。为提高光伏场站正常运行的稳定性，现有光伏场站往往在直流母线增加混合储能（蓄电池+超导磁储能）来平抑功率波动、稳定直流侧的母线电压。并且，当系统发生较严重的短路故障时，光伏场站发出的功率无法及时外送，能量的积聚会导致直流母线过电压，此时利用接入的混合储能可以大大降低暂态过电压程度。因此在直流侧接入混合储能已逐渐被广泛应用。

基于上述分析，提出利用光伏场站直流侧连接的超导磁储能，在提升光伏低电压穿越能力的基础上，构造4个不相关的求解线路短路阻抗的方程，合理解决送出线路距离保护误动或拒动的问题。

2.2 基于超导磁储能的光伏场站低电压穿越策略

为构造多组方程，现提出基于超导磁储能的光伏场站低电压穿越策略：在不改变光伏最大功率跟踪运行模式下，利用光伏场站直流侧增加的超导磁储能对逆变器输出的有功和无功进行分阶段调节来提升光伏的低电压穿越能力。故障期间，超导磁储能平衡输出的有功，在保证直流母线电压稳定的同时，增大逆变器无功输出，提升故障时光伏场站对电网电压的支撑能力，同时解决线路短路阻抗无法计算的问题。

2.2.1 光伏场站拓扑模型

光伏场站一般为2级式结构，第1级结构为Boost升压电路，光伏通过其实现最大功率跟踪；第2级结构为DC-AC逆变器，光伏通过其中的PQ控制策略实现交流并网；SMES和直流母线之间采用双向DC-DC连接。主要拓扑模型如图5所示。

图5 光伏场站拓扑模型

Fig.5 Topology model of photovoltaic station

Boost电路和逆变器之间的直流滤波电容实现了2级之间的解耦，对2级之间的能量变化起到缓冲作用。之所以在故障暂态期间选择超导磁储能提高光伏的低电压穿越能力，而不选择蓄电池，是因为SMES具有响应速度快、大功率输出等优势，暂态期间能迅速反应控制策略的要求，减少保护动作延时。

2.2.2 Boost电路控制策略

光伏的输出功率随电压的变化而变化，存在唯一的极点使其输出功率最大，但在光伏场站运行期间，其不一定工作在最大功率点，导致光伏的输出效率大大降低。当光照和温度条件改变时，光伏的最大功率点也会随之改变，因此光伏场站在运行时需具备最大功率跟踪（maximum power point tracking，MPPT）能力，其通常由Boost电路来实现。本文采用目前广泛研究的扰动观察法来实现MPPT。

2.2.3 DC-AC逆变器低电压穿越控制策略

当网侧发生电压跌落时，超导磁储能系统可以使光伏阵列继续工作在最大功率跟踪控制模式下，提高光伏阵列的发电效率，还可以快速平衡直流母线的功率波动问题，抑制直流侧的过电压，实现直流母线的恒压控制，帮助光伏并网系统实现可控可调运行，提高其可靠性。

光伏DC-AC逆变器为典型的2电平电压源型系统结构，根据其系统结构进行建模，通过Park变换后其数学模型为

式中：ed、eq为d、q轴的输入电压；id、iq为d、q轴的输入电流；Sd、Sq为d、q轴的开关函数；Udc为直流侧母线电压。具体低电压穿越控制策略如下。

在故障初始阶段，并网点电压较大幅度跌落，且极不稳定，发生较大程度的波动。此时改变逆变器的控制策略，利用PQ控制增大光伏逆变器无功的输出，光伏阵列和逆变器输出之间的不平衡有功被SMES所吸收。在该阶段，光伏场站仅输出无功，向系统输出的有功为0，最大程度支撑交流母线电压的稳定。

在故障中期阶段（30 ms后），并网点电压已较为稳定。为防止SMES较快达到荷电状态（state of charge，SOC）极限，并发挥光伏阵列自身作用为系统负荷提供一定的有功，此时光伏逆变器根据并网点电压跌落程度进行正常的低电压穿越，向系统输出的有功增多，SMES吸收的有功减小。

故障期间，储能系统吸收的不平衡功率为光伏阵列自身有功输出减去逆变器的有功输出，该策略不仅能很好地保护SMES、防止其过充过放，而且不改变光伏阵列最大功率运行模式，具有很强的经济性。

在正常运行期间，逆变器的控制策略不发生改变，仍采用功率外环和电流内环相结合的双闭环PQ控制策略。故障后，光伏阵列发出的有功不再全部外送，此时对功率外环进行控制已经意义不大，因此对逆变器控制策略进行简化，直接采用单电流闭环控制，如图6所示。

图6 逆变器控制策略

Fig.6 Control strategy of inverter

2.2.4 SMES充放电控制策略

当直流母线侧能量过剩时，SMES吸收多余的功率；反之，须发出一定的有功支撑直流母线电压的稳定，因此SMES通过可以双向流动电流的DC-DC电路与直流母线连接，其典型拓扑如图7所示。

图7 SMES典型拓扑

Fig.7 Typical topology of SMES

式中：Pcap为直流母线并联电容吸收的有功；Wcap为电容储存的能量。根据式（16）可知，并联电容的有功由直流母线电压所决定（电容器C为定值），对其有功输出的控制可以等价为对直流母线电压的控制。

为对占空比进行控制，须得出占空比的表达式，联立式（13）和式（15）可得

3 基于超导磁储能的送出线路距离保护方案

基于以上分析，提出了一种基于超导磁储能的送出线路距离保护方案，合理解决送出线路受过渡电阻影响较大的问题。根据超导磁储能划分的每一阶段中的电压电流关系，建立2组求解线路短路阻抗的方程组。在任意电压跌落程度下，2阶段的有功和无功输出一定不为线性关系，即由2阶段分别构建的方程组并不相关。联立2个阶段的方程组，计算出线路短路阻抗，消除过渡电阻的影响。

3.1 线路短路阻抗求解方案

当图1所示的送出线路中K点发生BC两相短路故障时，其故障网络如图9所示。

图9 BC两相故障网络

Fig.9 Network of BC two-phase fault

图10 BC两相故障下故障分量序网

Fig.10 Fault component sequence network under BC two-phase fault

式中：R1、L1为单位长度的正序电阻和电感；R2、L2为单位长度的负序电阻和电感；Zm1、Zm2分别为母线M的背面等效正序、负序阻抗；Zn1、Zn2分别为母线N的背面等效正序、负序阻抗；图片和图片为保护m和保护n处测得的故障分量电流。由于光伏场站在不对称故障时对负序电流进行抑制，其输出的负序电流为0，图中负序网络侧为开路运行。根据故障分量序网分析可得，两侧的正序故障分量电流关系为

式（24）中，保护m背侧的等效正序阻抗Zm1可以根据保护m处的电压、电流故障分量直接求出，而对侧由Rn1和Ln1组成的等效正序阻抗Zn1无法通过本地量直接求出。同理，当发生两相短路时方程组中包含4个未知量：lMK、Rf、Rn1和Ln1。

和两相短路时类似，当发生三相接地短路时，求解方程组中也包含4个未知量：lMK、Rf、Rn1和Ln1，求解过程限于篇幅不再赘述。

结合控制策略对求解线路短路阻抗的过程进行分析。

1）故障后，在30 ms内超导磁储能完全吸收光伏阵列发出的有功，逆变器利用PQ控制发出幅值为1.1In的无功，最大程度支撑交流母线电压的稳定，此时保护m处测得的电流仅为光伏发出的无功，将其代入式（24）可以得出第一阶段的方程组；

2）在故障发生30 ms后，控制策略自动切换，逆变器进行正常的低电压穿越，在为电网提供无功支撑的同时发出一定程度的有功，此时不管在何种电压跌落程度下，光伏向系统输送的电流都与第一阶段不同，因此可以构建另一组不同的方程组，与第一阶段的方程组联立，求解出故障距离lMK，即求出线路短路阻抗。

本文采用具有准四边形特性的阻抗元件，当发生故障时，得出线路短路阻抗|Z1lMK|并与整定值|Zset|进行比较，若线路短路阻抗小于整定值时，保护正确动作；反之保护不动作。|Zset|的整定式为

式中：lset为被保护线路的长度；Z1为送出线路单位长度的阻抗。

3.2 距离保护启动判据

正常运行时，送出线路故障分量电压几乎为0；当发生故障后，光伏场站并网点处电压迅速下降，故障分量电压迅速增大。因此，选用保护安装处的故障分量电压作为距离保护的启动判据，一旦故障分量电压满足式（26），保护立刻启动。

式中：ΔUL为保护m处的故障分量线电压；ΔUp为保护m处的故障分量相电压；ε为动作门槛值。为保证一定的裕度，ε取0.1 kV，实际工程中可以根据互感器误差、保护可靠性要求、电压等级等，对ε的值进行调整。

3.3 故障方向判别

当送出线路发生故障时，保护m处测得的故障电流为光伏场站提供。由于光伏场站采用了逆变器限流控制策略，其幅值远小于大电网提供的故障电流；当光伏场站内部发生短路故障时，保护m处测得的故障电流由大电网提供，其幅值远大于送出线路故障时流过的故障电流。根据此故障特征对故障方向进行判别，当保护m处测得的故障电流幅值满足式（27）时，保护判定故障位于其正方向，反之则位于其反方向。

式中：Iset为故障方向判别整定值，本文取其为2In，其中In为光伏场站输出的额定电流，实际工程中可以根据互感器误差、保护可靠性要求、电压等级等，对Iset的值进行调整。

3.4 故障类型识别方法

由上述分析可知，发生不同类型故障时其求解方程存在差异，因此保护在求解线路短路阻抗前应进行故障类型的判别。新能源场站侧的故障选型方法与传统大电网侧故障选型不同，文献[29]从理论上分析了各种新能源场站送出线上发生不同类型故障时各序电压的相位和幅值特性，在此基础上，提出了一种利用稳态电压的相位比较和幅值比较进行故障类型判别的新方法。该方法在不对称接地故障的情况下采用各序电压的相位比较结果作为选择标准， 其不受新能源场站类型的影响，在高电阻接地故障情况下也具有良好的识别性能。本文选用该方法对故障类型进行识别，具体介绍参考文献[29]，此处不再赘述。

3.5 距离保护方案

当送出线路故障发生时，故障分量电压满足启动判据，保护启动。此时对故障电流幅值大小进行判别，如果保护流过的短路电流大于整定值，则说明故障发生在保护反方向，保护返回；如果短路电流小于整定值，则故障发生在保护正方向，此时保护对故障类型进行识别，根据故障类型选择不同的求解线路短路阻抗的方法。

在计算线路短路阻抗时，需对非线性方程组进行迭代求解，迭代算法的准确度是保证保护正确动作的前提。因此，本文采用Newton-EPSS迭代算法对非线性方程组进行求解，大大提升了解的精度，且在求解速度方面具有明显优势。

保护的动作判据在3.1节已作出规定，整定值图片取0.9lMN，II段定值图片取1.2lMN。保护流程如图11所示。

图11 保护流程

Fig.11 Protection flow

4 仿真验证

为验证所提方法的性能，基于PSCAD/EMTDC搭建了图1所示的仿真模型。模型中的具体参数如表1所示。准四边形阻抗特性参数α1、α2、α3、α4分别为10、10、70、8。

表1 仿真模型参数

Table 1 Parameters of simulation model

针对不同情况下的短路故障进行仿真验证，采用全波傅里叶算法对数据进行提取，采样率为2 kHz。为保证保护的速动性，只选取第2阶段前30 ms的稳态数据构造方程组，将其和故障后0~30 ms内的稳态数据联立，将每个方程组求解得出的线路短路阻抗取平均值得到最终结果，最后进行距离保护Ⅰ段、Ⅱ段区内外故障识别。

4.1 控制策略的验证

当送出线路发生三相故障时，采用所提控制策略后的光伏场站并网点电压如图12 a)所示。第1阶段无功满发，电压跌落程度较小；第2阶段由于无功的减少，并网点电压跌落程度有所增大。本文控制策略和传统控制策略的对比结果如图12 b)所示。

图12 并网点电压仿真结果

Fig.12 Simulation result of grid-connected point voltage

根据仿真结果可知，在第1阶段中，由于SMES的存在，光伏逆变器实现了自身设置的“向系统注入更多无功”控制策略，使电压水平提高到标称水平的62％，相比于传统控制策略，电压水平提高了22％；在第2阶段由于仍采用传统的低电压穿越策略，电压跌落程度和传统控制策略下近似相同。

基于上述分析，在本文控制策略下并网点电压跌落更小，其低电压穿越能力不仅没有被削弱，反而得到了一定的提升。与其他控保协同的方案相比，该方案在无功支撑方面具有明显优势。

4.2 不同故障位置下保护方案的验证

针对在不同故障位置下发生短路进行仿真计算，图13给出了故障发生在距离光伏场站并网点20 km、60 km的仿真结果。1 s时，送出线路发生三相短路故障（Rf=20Ω），保护启动；1.03 s时，保护开始计算线路短路阻抗。由仿真结果可知，此时保护处计算得到的线路故障距离在实际值上下有较小波动，但误差不大，取平均值后误差进一步缩小。

图13 故障发生在不同位置时仿真结果

Fig.13 Simulation results when the fault occurs at different positions

在故障初期5 ms内存在暂态过程，电压波动不规律，且波动幅度较大，因此1.03 s后5 ms内的计算值误差相对较大，与仿真结果一致。

为进一步验证所提保护方案的适用性，对故障发生在距离光伏场站并网点为10 km、40 km和70 km的情况进行仿真，仿真结果如表2所示。其中，lcal为故障后30-60 ms数据对应计算出的线路故障距离的平均值，ltrue为实际线路故障距离。根据图13和表2中的结果可知，所提方法不受故障位置变化的影响，在不同故障位置下均具备较高的准确度。

表2 不同故障位置下计算结果

Table 2 Calculation results under different fault locations

4.3 不同过渡电阻下保护方案的验证

当故障发生在线路末端80 km处时，设置不同过渡电阻进行仿真。图14为送出线路发生A相接地故障，当Rf=100Ω和Rf=150Ω时，所提方案的仿真结果。当过渡电阻为100Ω时，计算所得的线路故障距离为80.89 km，测量阻抗为11.325+j30.738 Ω，保护正确动作；当过渡电阻为150 Ω时，计算所得的线路故障距离为81.02 km，测量阻抗为11.343+j30.788 Ω，保护仍能正确动作。

图14 不同过渡电阻下仿真结果

Fig.14 Simulation results under different fault resistances

表3给出了Rf=75Ω、125Ω、175Ω时不同故障类型下的计算结果。对比图14和表3中的结果可知，所提方法具有较强的过渡电阻能力。

表3 不同过渡电阻下计算结果

Table 3 Calculation results under different fault resistances

4.4 光伏场站容量变化对保护的影响

光伏场站的容量变化会影响其弱馈特性，将其容量分别设置为20 MW和40 MW进行仿真。设置1 s时，送出线路不同位置发生故障（Rf=50Ω），仿真结果如表4所示。

表4 不同光伏容量时计算结果

Table 4 Calculation results of different photovoltaic capacity

由仿真结果可知，光伏场站容量的变化对线路故障距离的计算结果影响不大，本文方案很好地消除光伏场站弱馈特性对距离保护产生的影响。

4.5 与现有保护方法的比较

为表征本方案计算的精确度，定义计算所得线路故障距离（保护安装处至短路点的距离）误差η为

文献[13]提出一种利用高频谐波分量对线路短路阻抗进行计算的方案，比较其与本文方法的性能。图15展示了在送出线路末端85 km处发生A相接地短路时，2种方法计算线路故障距离的对比结果。

图15 2种方法计算结果对比

Fig.15 Comparison of the calculation results while using the two methods

从图15可以看出，与文献[13]的方法相比，所提方法具有更好的性能，计算出的线路故障距离误差更小。随着过渡电阻的增大，2种方法的计算误差也随之增大，即本文方法在抗过渡电阻能力方面优势更加明显。

为继续验证该方法的优越性，将所提方法与文献[15]的方法进行比较。文献[15]通过调整新能源故障控制策略，使故障附加阻抗呈纯阻性，但其相比本文策略，低电压穿越能力大大降低。在求解线路故障距离方面，2种方法的比较结果如表5所示。由对比结果可知，本文方法能够更加准确地反映故障点到保护安装处的线路故障距离，误差更小。

表5 文献[15]与本文方法比较结果

Table 5 Comparison between methods in [15] and in this paper

5 结论

由于光伏场站输出电流的幅值和相位受控特性，其送出线发生故障时原有的光伏侧距离保护无法正确动作。本文通过分析不同故障情况下的送出线路故障网络和故障分量序网，推导出线路短路阻抗的求解方程组，提出了基于超导磁储能的送出线路距离保护方案，得到如下结论。

1）基于光伏场站直流母线接入的超导磁储能，改变传统的低电压穿越控制策略，进而对线路短路阻抗进行求解。在该控制策略下，光伏场站电压穿越能力不仅没有被削弱，反而得到了一定的提升。与其他控保协同的方案相比，该方案在无功支撑方面具有明显优势，能够满足不同地区的新能源并网技术规定。

2）所提保护能够实时准确计算出对侧电网的等效阻抗，因此不受电网运行方式变化的影响。

3）该方法能够根据本地量信息准确计算出线路短路阻抗，通过控保协同消除了过渡电阻对于距离保护的影响，且在不同类型的故障下，距离保护均能可靠准确动作。

注：本文内容呈现略有调整，如需要请查看原文。