基于波形相似度因子的雙饋風電場送出線路單相接地保護*

史卓鵬, 孔祥敏 王亞臣

(國網山西省電力公司經濟技術研究院，山西 太原 030024)

0 引 言

近年來大規模風電相繼并網，然而風資源的隨機波動性、場站的時空耦合性、電網運行方式的復雜多變性，顯著增大了送出線路單點故障引發全網系統性事故的風險，威脅電網的安全穩定運行。因此，有必要深入研究雙饋感應發電機(DFIG)故障機理及其對保護造成的影響，確保雙饋風電場送出線路保護能夠正確、可靠地動作[1-5]。

目前，許多學者針對風電場送出線路保護進行了深入研究。文獻[6]研究了國內外大規模風電接入電網后原有繼電保護產生的問題以及優化方向。文獻[7]闡述了風電場的弱電源特性將引起保護的不正確動作。文獻[8-9]指出雙饋風機的故障暫態特性使故障電流頻率發生變化，引起保護的不正確動作。文獻[10]通過風電場側電流幅值衰減程度遠大于系統側電流這一特性構造基于峰值與谷值差值的方向元件新原理。文獻[11]利用故障前后工頻電流相角差構造方向保護判據，但相角提取利用了全周傅里葉算法，其計算準確性受轉速頻率分量影響。

針對上述問題，本文提出一種基于波形相似度因子的雙饋風電場送出線路單相接地保護方法。在分析風電送出線路故障后故障電流暫態特性的基礎上，建立風電送出系統的0模瞬時值模型。利用區內外故障時模型差異特征構造0模電壓相似度因子，進行故障定位。仿真結果驗證了該方法在各種單相接地故障情況下均能正確識別區內外故障。

1 故障特性

并網型DFIG主電路拓撲結構如圖1所示。

圖1 DFIG并網系統等效電路

電網故障時，DFIG轉子繞組中產生較大的過電流，導致轉子側變流器受損。為了避免過電流威脅，投入撬棒電路為過電流提供通路。撬棒投入后，相當于增大了轉子電阻，轉子時間常數變小，進而改變了DFIG的電磁暫態特性。

定轉子繞組均采用電機慣例。忽略磁飽和的影響，在abc三相坐標系中，三相短路故障時，DFIG定子磁鏈分為強制分量部分和自由分量部分，表示為

(1)

式中：k為電壓跌落深度；Us0為正常電壓幅值；ωs為系統同步角速度；Ts為定子衰減時間常數。

DFIG轉子磁鏈分為強制分量部分和自由分量部分。轉速暫態分量衰減完成以后，利用異步電機數學模型求解轉子磁鏈為

(2)

式中：Rr為轉子繞組電阻；s為轉差率；ωr為轉子角速度。

撬棒投入需要經過一定延時Tc，撬棒動作瞬間磁鏈守恒。撬棒投入后轉子磁鏈可表示為

(3)

根據式(3)的磁鏈方程，可求解定子電流：

通過式(4)所得故障電流解析表達式分析可以得知：

(1) 故障初始階段，定子電壓突然跌落會在定、轉子繞組中激起很大的直流衰減分量，該分量又會令兩側繞組中相應地產生轉速頻率分量。后者主要由對側直流分量產生的磁鏈激發，按照本側繞組衰減時間常數衰減，其大小與故障跌落程度、故障發生時的運行工況及轉子側變流器的控制策略均有關系。

(2) 撬棒保護投入后，定子電流中存在直流衰減分量和轉速頻率衰減分量。其中轉速頻率分量迅速衰減，其時間常數為轉子衰減時間常數；直流分量以定子衰減時間常數緩慢衰減直至為零。由于撬棒電阻阻值遠大于定子電阻阻值，因此轉速頻率分量衰減速度快于直流分量的衰減速度。

綜上可知，風電側故障電流頻率發生偏移，其主要頻率分量隨短路前機組的轉速變化，不再保持工頻。因此，受轉速頻率分量的影響，工頻傅里葉算法精度無法保證，或將導致保護動作性能下降，甚至發生拒動、誤動。

2 基于波形相似度因子的送出線路單相接地保護方法

2.1 區內外故障時特征分析

風電送出系統0模分量等效網絡如圖2所示。其中Lw0為風電場送出變壓器的等效0模電感；Rs0、Ls0分別為交流系統的等效0模電阻和0模電感；Rl0、Ll0分別為風電送出線路的0模電阻和0模電感；iw0、is0分別為風電側和系統側的0模電流；uw0、us0分別為風電側和系統側的0模電壓。

圖2 風電送出系統0模等效電路

下面分別對區內外單相接地故障時的特征展開分析。

當風電送出線路發生區內單相接地故障時，根據圖2可以寫出風電側和系統側0模電壓的表達式：

(5)

(6)

由式(5)、式(6)可知，風電送出線區內故障時，線路兩端保護安裝處0模電壓測量值為其背側等效網絡上的電壓降，即此時0模電壓反映保護背側的風電場等效0模模型特征。

定義電壓波形相似度因子：

(7)

式中：uw0為風電側0模電壓實際采樣值構成的矢量；u′w0為送出線路風電側的基準電壓矢量，u′w0=-Lw0diw0/dt；us0為系統側0模電壓實際采樣值構成的矢量；u′s0為送出線路系統側的基準電壓矢量，u′s0=-Rs0is0-Ls0dis0/dt。

區內故障時，保護安裝處0模電壓測量值即為背側系統模型上的電壓降，uw0=u′w0，us0=u′s0，兩側實測電壓與基準電壓波形相同，此時有kw=1，ks=1。

當風電端背側發生區外單相接地故障時，線路兩側0模電壓表達式為

(8)

(9)

將式(8)、式(9)代入式(7)可知，風電側保護安裝處0模電壓測量值為送出線路及受端交流系統等效模型上的電壓降，uw0≠u′w0，因此風電側的實測電壓與基準電壓波形相異，kw<1。而系統側保護安裝處的0模電壓測量值為其背側系統模型上的電壓降，us0=u′s0，因此系統側實測電壓與基準電壓波形相同，ks=1。

同理，系統端背側的受端系統發生區外單相接地故障時，線路兩側的0模電壓表達式為

(10)

(11)

風電側保護安裝處的0模電壓測量值為背側電感上的電壓降，uw0=u′w0，因此風電側的實測電壓與基準電壓波形相同，kw=1。而系統側保護安裝處的0模電壓測量值為對側系統模型上的電壓降，us0≠u′s0，因此系統側實測電壓與基準電壓波形相異，ks<1。

2.2 保護判據

根據2.1節分析可知，當送出線路區內發生故障時，風電側與系統側保護安裝處的0模電壓反映背側系統0模電壓降，兩端電壓波形相似度因子均為1。當送出線路區外發生故障時，故障一側保護安裝處的0模電壓反映其對側系統的0模電壓降，即故障側電壓波形相似度因子小于1。

因此可構建保護動作判據：

(12)

根據上述分析，本文提出基于波形相似度因子的雙饋風電場送出線路單相接地保護原理，其實現的具體步驟如下。

步驟1：獲取風電送出線路兩端保護安裝處的0模電壓、電流采樣值。

步驟2：將0模電壓、電流采樣值代入式(12)中，計算送出線路兩端0模電壓波形相似度因子。

步驟3：若電壓波形相似度因子大于動作門檻，說明風電送出線路區內發生故障，反之則為區外故障。

本文考慮測量誤差等因素的影響，將門檻值定為kset=0.5。

3 仿真驗證

風電送出系統如圖3所示。風電場由300臺完全相同的DFIG并聯組成，每臺風機的額定容量為1.5 MW，并且按照額定出力運行。風電送出系統主要參數如表1所示。

圖3 風電送出系統

表1 風電送出系統主要參數

3.1 區內單相接地故障

t=1.4 s時在風電場送出線路內部設置A相單相接地故障，故障持續0.1 s，過渡電阻分別為0、300 Ω。測量風電送出系統中風電側和系統側0模電流和0模電壓值，計算不同故障場景中送出線路兩端0模電壓波形相似度因子，結果如圖4所示。

圖4 區內經不同過渡電阻單相接地故障時0模電壓波形相似度因子

由圖4可知，區內故障時，風電側和系統側的0模電壓波形相似度因子數值波動很小，均接近1，大于保護門檻值0.5，保護正確動作，且不受過渡電阻影響。

3.2 區外單相接地故障

t=1.4 s時分別在送出線路風電側和系統側背側系統設置A相單相接地故障，故障持續0.1 s，過渡電阻分別為100、300 Ω。測量風電送出系統中風電側和系統側0模電流和0模電壓值，計算不同故障場景中送出線路兩端0模電壓波形相似度因子，結果如圖5、圖6所示。

圖5 送出線路風電側背側系統經不同過渡電阻單相接地故障時0模電壓波形相似度因子

圖6 送出線路系統側背側系統經不同過渡電阻單相接地故障時0模電壓波形相似度因子

由圖5、圖6可見，風電受端交流系統故障時，系統側0模電壓波形相似度因子數值波動很小，穩定在1附近。風電側0模電壓波形相似度因子在A相經100 Ω過渡電阻接地，t=10 ms時有最大值0.258，小于保護門檻值0.5，保護不動作。風電場內部故障時，風電側0模電壓波形相似度因子值波動很小，穩定在1附近。系統側0模電壓波形相似度因子在過渡電阻300 Ω，t=47 ms時有最大值-0.867，遠小于保護門檻值0.5。因此，區外故障時，保護可靠不動作。

4 結 語

本文提出了一種基于0模電壓波形相似度因子的風電送出線路縱聯保護新原理。仿真結果表明，該方法具有如下特點：

(1) 建立了風電送出系統的0模瞬時值模型，并利用區內外故障時模型差異特征，實現故障的準確定位。采用時域信息，克服了利用某一頻帶分量檢測故障時可靠性不高的問題。

(2) 不受過渡電阻影響，靈敏度高，能夠可靠地識別區內、區外故障。