构网型储能变流器控制策略下输电线路保护适应性分析

摘要

双碳目标下新能源大量接入电网，继电保护作为电力系统安全稳定运行首要保障措施越发重要。构网型变流器技术研究多集中于系统稳定控制、故障穿越等方面，对于继电保护的特性研究则鲜有涉及。对构网型储能变流器控制策略下输电线路保护适应性展开分析。首先，分析构网型变流器的同步控制策略和故障穿越控制策略，同时对不同故障穿越控制策略下的构网型变流的故障电路进行等效；其次，针对常见保护配置开展构网控制策略下的动作性能评估，并对各种保护配置进行适应性分析；最后，在Simulink中搭建含构网型储能变流器的输电线路模型，对相关理论进行验证，并根据输电线路保护适应性，给出了相应的改进建议。

01

构网型变流器控制策略与等效电路

1.1  构网型变流器的同步运行控制策略

相较于跟网型变流器，构网型变流器控制注入功率的方法为调整公共耦合点的电压，通常采用下垂控制、虚拟同步机控制和虚拟振荡器控制等策略。本文构建的仿真模型采用了虚拟同步机控制策略，因此，本文将重点分析虚拟同步机控制策略。

虚拟同步机的控制策略利用了摇摆方程特性，构网型变流器接入系统稳态运行或小扰动情况下，其控制效果所呈现的外在特征与同步机相似，主要为以下两个典型特征：

1）对外呈现的是电压源特性；

2）通过控制变流器自身输出功率实现同步。

以控制输出功率实现同步方式为例，对构网型变流器的同步运行控制进行分析，其典型控制框图如图1所示。图1中，P为变流器网侧公共耦合点编号；u、up分别为变流器端口处和P处的电压；ip为P处的电流，规定电流正方向为变流器指向电网侧；θ为电压相位给定值；为参考电压幅值；为三相电压调制波。构网型变流器控制系统，通过采集公共耦合点电压电流量，依据外环功率控制环节得出电压幅值信号和相位信号θ，然后经内环电压电流控制环节处理，输出相应的调制信号，最终利用PWM发生器转换为功率开关器件的驱动信号。构网型变流器经滤波电感Lf对高频谐波进行滤除后接入交流电网，实现控制系统的闭环运行。

图1  构网型变流器同步运行的典型控制框图

Fig.1  Typical control diagram for synchronous operation of grid type inverters

本文着重分析稳态运行与故障暂态情况下的系统等效结构及电气特征，对于同步控制策略中变流器端口电压幅值和相位的外环自产环节的具体控制细节并不过多涉及，综合认为其能够模拟发电机的基本特性，对外等效为电压源。

1.2  构网型变流器的故障穿越控制策略

受功率半导体器件过流能力限制，构网型变流器在故障穿越期间需限制输出电流，否则会造成器件损坏。故障限流策略直接影响了系统故障等大扰动情况下的电气特征，是本研究关注重点之一。构网型变流器控制中目前常用的故障限流策略主要分为2类。

1）电流直接限幅策略。电流直接限幅主要有两种实现方式。第一种方式是在过流时，继续维持构网型控制策略，通过对电流参考值的直接限幅以防止电流过大，同时内环控制器确保电流指令的精确跟踪。另一种方式则是在检测到过流时，迅速切换至传统的基于锁相环的矢量控制模式，通过精确控制电流来实现限流目的。直接限幅方法主要特点为快速响应和高精度控制，但在限幅作用期间，变流器会转变为电流源特性。

2）电流间接限幅策略。电流间接限幅策略的核心思想是采取控制策略动态增大内部的虚拟阻抗。这一方法等同于增大了换流器与电网中故障点之间的电气隔离距离，从而有效限制故障电流。在限流过程中，虚拟阻抗能够平缓地增大，避免电流的突变。同时在故障期间，换流器的外部特性可等效为一个电压源串联一个可调阻抗。

当采用电流直接限幅控制时，变流器会转为电流源特性，大大减小了稳定裕度。因此本文分析对象为采用间接方式实现限流的控制策略，该策略也能够更好地拟合同步机系统外特性。

间接的虚拟阻抗限流方式，可直观理解为在既有的电压电流内环控制环节，引入了虚拟阻抗控制，该虚拟阻抗以电抗分量占主导，其典型控制流程如图2所示。图2中，GV和GI分别为电压和电流内环传递函数；RS和LS分别为等效虚拟阻抗和电感；u∗和i∗分别为电压和电流指令值。

图2  虚拟阻抗限流方式的典型控制

Fig.2  Typical control diagram of virtual impedance current limiting method

1.3  构网型变流器的故障等效电路

故障严重程度对构网型变流器的控制策略具有决定性影响。在故障影响较小的情况下，构网型变流器能够维持其正常运行状态；然而，在严重故障情况下，电源将转入故障穿越状态。

若电源没有处于故障穿越控制状态，逆变器端口的电压输出将主要依赖于外环对内环所设定的电压值。在此情况下，构网型变流器的运行受给定的无功功率及并网点电压的调控，可被视为一个受控电压源与小阻抗的串联组合，如图3所示。图3中，UIBR为等效电压源的电压幅值；IIBR为等效电流源的电流幅值；ZIBR为等效阻抗。

图3  构网型变流器的故障等值模型

Fig.3  Fault equivalent model of grid type converter

当实施直接限流型的故障穿越控制策略时，原先设定的电压外环将不再发挥作用，而是根据需求直接设定输出电流。此时，构网型变流器可被视为一个受控电流源与大阻抗的并联组合。

在实施虚拟阻抗控制策略的情况下，维持给定电压的外环控制不变，当系统发生故障并引入虚拟阻抗后，系统的等效阻抗会随之改变。特别地，某些策略下的阻抗能够依据故障的严重程度进行自适应调整。因此，可以将构网型变流器视作一个受控电压源与可变阻抗的串联组合。

02

输电线路保护的适应性分析

随着并网新能源规模的不断扩大，电力系统的故障特性变得日益复杂，这对输电系统中继电保护元件的正常运作构成了更为严重的威胁。特别地，针对110 kV和330 kV等级的关键送出线路保护，其适应性的提升与改进配置方案的制定成为了电力系统运行管理部门及继电保护设备制造商共同关注的焦点问题，亟待深入研究与有效解决。主流新能源送出电网结构如图4所示，其中风电和光伏采用跟网型变流器，储能采用构网型变流器。

图4  新能源送出电网示意

Fig.4  Schematic diagram of new energy transmission grid

1） 对于110 kV的输电线路，尤其是具有双侧电源特性的线路，其主保护策略通常是配置一套全线速动保护装置。此外，还配备有3段式相间和接地距离保护作后备保护，同时结合了零序电流保护，以应对由过渡电阻引发的接地故障情况。

2）针对330 kV送出线路的保护配置与整定，强化主保护，精简后备保护。主保护方面，主要类型包括纵联电流差动保护、方向纵联保护和纵联距离保护。推荐采用两套全线速动保护，两套保护的交流回路与直流电源系统完全独立，能够迅速处理全线范围的各种故障。两套保护还增设了选相功能，因此对于需要配置单相重合闸的线路，也能够精准判断并隔离故障相。后备保护方面，为降低配合整定的复杂性，同时全面覆盖并响应线路可能发生的各类故障，选择阶段式相间保护和接地保护策略。

根据以上送出线路保护配置，下面分别对纵联电流差动保护、方向纵联保护、距离保护、零序电流保护以及选相元件的适应性进行分析。

电流差动保护动作原理如图5所示，其中US为系统等效电压；Rf为接地阻抗；If为接地电流；IM与IN分别为线路M端和N端的电流分量；UM与UN分别为线路M端和N端的电压分量。

图5  电流差动保护动作原理

Fig.5  Schematic diagram of current differential protection operation

当实施直接限流的控制策略时，变流器所提供的故障电流幅值为相对较小的固定值；电流相位则具有不确定性，受多种因素影响，包括所采用的控制策略、故障具体类型以及故障位置等，因此保护的灵敏度有所下降。当实施虚拟阻抗的控制策略时，逆变器并网点的电压设定值与电流值为非线性关系，相较于正常运行状态，保护背侧等值阻抗的幅值与相位均有所变动。同时，在故障情况下，两端电流的幅值和相位关系也与未采用虚拟阻抗控制时存在差异。因此，对于虚拟阻抗控制下的电流差动保护，有必要进行深入的定性和定量分析，以明确其动作行为特性。

在故障期间，构网变流系统的等值正序阻抗幅值和相位均会产生一定的变化。相位不稳定会影响正序故障分量方向元件的准确动作。而构网变流系统没有负序暂态电势，其负序回路在控制特性的作用下仅发生轻微变化，从而使得系统的负序阻抗保持相对稳定状态，有利于准确判断故障方向。此外，零序分量完全由线路网络拓扑决定，因此零序阻抗也呈现出稳定特性，确保了零序故障分量方向元件的准确动作。

距离保护通过计算短路时保护安装处的电压Um与电流Im之比，得出保护与故障点之间的距离Lk，通过测量阻抗Zm=Um/Im判别故障是否在保护区内。相较于传统跟网型逆变电源，构网型变流器具有电压源属性。当并网点电压Uf降低时，其与给定电压U∗的差值使得外环输出电压U增加，以支撑并网点电压，保持电压源特性。虚拟阻抗的投入，使得电源侧不再是线性阻抗，戴维南等值短时受到影响，暂态的测量阻抗可能会偏离阻抗圆，但稳态情况下能够准确计算。由于两侧故障电流存在较大差异，过渡电阻对测量阻抗的影响大于常规线路的距离保护，但构网型变流器较大的过流倍数有助于改善此情况。

在构网变流系统送出线上，当距主网电源x处发生单相短路接地故障时，流过主网侧的零序电流与x呈反比例。在单相接地故障情况下，构网变流侧流过的零序电流与L−x呈反例关系。

相电流差突变量选相元件选相的关键在于两相电流差突变量的幅值关系，即

式中：ΔIAB、ΔIBC和ΔICA分别为两相电流差突变量；C1、C2分别为正、负序电流分支系数；α为ej120°；IF1和IF2分别为故障点正序、负序电流。

当C1≠C2时，为保证选相元件的正确选相，则需要满足

选相元件的判别依据为

分析构网变流系统的故障特征可得，若在故障期间，采取的控制措施导致C1和C1变化较大，最大相差超过90∘，则会导致选相元件无法准确选相；而主网系统侧的正序和负序电流的分支系数大小接近，可准确识别故障相。

03

仿真验证

在Simulink中搭建图4所示的仿真模型，结合不同的故障工况对故障电气特征及继电保护的动作特性进行验证。构网型变流器控制采用虚拟同步机控制策略和虚拟阻抗限流方式。

考虑不同的故障类型和过渡电阻，输电线路电流差动保护的动作情况如表1所示。

表1  输电线路电流差动保护动作情况

Table 1  Operation of Current Differential Protection for Transmission Lines

由表1可得，发生区内故障时，保护均能够正常动作；发生区外故障时均不动作。保护的动作几乎不受构网变流系统下故障电流特性干扰。特别地，构网变流系统因其弱电源特性，在故障时产生的电流相对较小，导致差动电流与制动电流差异较小，此特征与常规弱馈系统接近。

为验证方向元件在故障期间动作特性，A相故障下线路构网变流侧的各类方向元件的判别结果如图6所示。

图6  不同方向元件的判别结果

Fig.6  Discrimination results of components in different directions

分析图6可得：构网变流侧的正负序阻抗比kZ12存在一定波动，由此导致ΔθA、ΔθB、ΔθC、ΔθAB、ΔθBC、ΔθCA呈现出一定程度波动性，进而影响了相量方向元件故障判断的稳定性。当采取特定限流措施时，构网变流侧的正序阻抗出现一定程度波动，导致Δθ1出现一定程度波动，可能导致正序故障分量方向元件无法稳定判断。构网变流侧的负序和零序阻抗相对稳定，Δθ2和Δθ0基本稳定在动作区内，因此负序和零序方向元件均能够在动作区内维持稳定。

区外和区内故障时构网变流侧距离保护的动作情况如表2~3所示。

表2  区外故障时构网变流侧距离Ⅰ段动作情况

Table 2  The action of distance segment I on the converter side of the network during faults outside the area

表3  区内故障时构网变流侧距离Ⅰ段动作情况

Table 3  The action of distance segment I on the converter side of the network during faults inside the area

从表2中可以看出，该故障为正方向区外故障。但当存在0.3 Ω的过渡电阻时，相间短路和三相短路故障的测量阻抗位于动作区内，即发生了稳态超越。由此可得，在发生正方向区外故障时，构网变流侧距离元件的耐受过渡电阻能力和提供的故障电流相关，与典型弱馈系统特征较为类似。

从表3中可以看出，在没有过渡电阻的情况下，测量阻抗能够反映保护与故障位置的线路阻抗，保护元件能够正常动作。然而，当存在0.6 Ω的过渡电阻时，构网变流侧测量阻抗会偏移至保护动作区外。进一步地，过渡电阻增大至6 Ω时，对于部分故障类型，同样会产生偏移。由此推断，在区内发生故障的情况下，构网变流侧距离保护元件对于过渡电阻的耐受能力和提供的故障电流相关，与典型弱馈系统特征较为类似。

假定构网变流侧戴维南等效电势EW分别为1.3Un、Un、0.9Un，Un为系统电源额定电压，记录不同的单相接地故障位置下主网侧和构网变流侧保护装置流过的零序电流，具体结果如图7~8所示。分析图7可得，随着EW的降低，零序电流曲线整体也呈现下降趋势，且各曲线的形状一致。分析图8可得，零序电流曲线不仅随EW的下降而下降，其形状也趋于平缓。这一结论与前文适应性分析的结论相吻合。

图7  流向主网侧的零序电流与故障距离变化的关系

Fig.7  The relationship between the zero-sequence current flowing to the main grid side and the fault distance

图8  流向构网变流侧的零序电流与故障距离的关系

Fig.8  The relationship between the zero-sequence current flowing towards the grid-forming converter side and the fault distance

为验证线路两侧选相元件在故障期间动作特性，A相故障下线路两侧的相电流差突变量如图9所示。由图9中可得，A相发生接地故障时，当采取特定限流措施时，若C1和C2变化较大，则无法确定相电流差突变量间的幅值大小，从而导致无法准确选相。而主网侧正负序电流分支系数接近，相电流差突变量之间的幅值关系确定，因此能够正确选相。

图9  线路两侧的相电流差突变量

Fig.9  Sudden change in phase current difference on both sides of the line

在各种类型故障下，线路两侧选相元件的判别结果如表4所示。从表4可以看出，主网侧的选相元件都能准确判别故障相，在构网变流侧，选相的稳定性与限流措施相关，存在误选的可能。

表4  不同故障下两侧选相元件的判别结果

Table 4  The discrimination results of phase selection elements on both sides under different fault conditions

综上，分析了构网型变流器控制策略下输电线路保护适应性，给出送出线路保护配置建议如下。

1）对于110 kV的输电线路，其主保护推荐选择分相电流差动保护。为了进一步增强保护性能，特定限流措施下，考虑将距离I段保护设置应对过渡电阻的措施，以确保响应正确。同时，为了全面覆盖各种故障情况，还应配备零序电流保护、距离Ⅱ段和Ⅲ段保护，作相间及接地故障的后备保护。

2）对于送出变压器，其主保护推荐选择比率差动保护。为增强保护可靠性，推荐选取励磁涌流判据，如时差法和间断角鉴别法等。后备保护则选择零序电流方向保护和过电流保护。

3）对于330 kV的送出线路，其主保护推荐选择分相电流差动保护。同时配备基于零序分量的方向元件和基于差流特征的选相元件，以准确判断故障类型和位置。后备保护配置则推荐参考110 kV送出线路的配置方案。

04

结论

本文对构网型变流器控制策略下输电线路保护适应性展开分析，在Simulink中搭建相应的仿真模型，并对相关的理论进行了验证，得出结论如下。

1） 当虚拟阻抗的控制策略投入时，逆变器并网点的电压与电流为非线性关系，相较于正常运行时，保护背侧等值阻抗的幅值及相位均发生变化，但一般不会影响纵联电流差动保护的动作可靠性。在故障期间，暂态正序故障分量方向元件与限流策略相关，而构网变流系统的负序和零序阻抗较为稳定，负序故障分量方向元件和零序故障分量方向元件能够正确进行判断。

2） 由于构网型变流器的电压源特性，当并网点电压跌落时，其外环输出电压会增加，有利于距离保护。两侧故障电流的差异导致过渡电阻对测量阻抗的影响大于线路的距离保护。

3） 主网侧零序电流曲线随构网变流侧戴维南等效电势降低而下降，使得零序电流保护的灵敏度降低。构网变流侧零序电流曲线随构网变流侧戴维南等效电势降低而下降的同时，其形状也趋于平缓，影响保护整定值的配合关系。

4） 基于相电流差突变量选相元件能否可靠工作取决于负正序分支系数的关系。对送出线路而言，构网变流侧负正序电流分支系数差异与限流策略相关。