基于集成序分量的双端含IBR线路单相接地故障非单元保护方案

《Protection and Control of Modern Power Systems》：Integrated Sequence Component-based Non-unit Protection Scheme for Lines Incorporating IBRs at Both Sides During Single-phase Grounding Faults

　　

当线路两端均接入逆变型资源（inverter-based resources, IBRs）时，若发生单相接地（single-phase grounding, SPG）故障，传统非单元保护可能因零序电流幅值受限且相位受控而出现误动作。针对该问题，研究人员提出了一种基于集成序分量的非单元保护方案。该方法仅利用本地分量计算对端零序电流，无需实时通信。由此得到的故障距离计算对故障电阻具有高度鲁棒性，且不受IBR正序电流注入的影响。所提方法能够较好地满足不同并网规程的无功支撑要求。仿真结果验证了该方法对两端含IBR线路SPG故障保护的有效性。

论文解读：基于集成序分量的双端含IBR线路单相接地故障非单元保护方案

一、研究背景与问题

随着风电、光伏等可再生能源的大规模发展，电力系统正越来越多地呈现出输电线路一端或两端接入逆变型资源（inverter-based resources, IBRs）的格局。以中国如东海上风电场以及德国SylWin、DolWin、BorWin、HelWin等海上风电场为例，采用模块化多电平换流器型高压直流（modular multilevel converter-based high-voltage direct current, MMC-HVDC）输电系统后，连接可再生能源电站（renewable energy plants, REPs）与MMC的输电线路即构成两端均含IBR的线路。据统计，2003至2013年间中国东部沿海记录的37次海底电缆故障中，单相接地（single-phase grounding, SPG）故障占比超过50%。由于REP和MMC提供的短路电流幅值受限、相位受控，传统非单元保护（如距离保护和过流保护）在SPG故障时极易误动。虽然电流纵联差动保护等单元保护性能优越，但严重依赖通信系统；海上风电场恶劣的海洋环境常导致通信故障频繁，对保护可靠性构成重大挑战。

已有研究多针对单侧含IBR的线路改进距离保护。例如，将零序电流引入新型测量阻抗，或利用延时配合使网侧距离保护先于IBR侧动作。然而，当线路两端均含IBR时，正序、负序和零序网络串联，零序电流同样呈现幅值受限和相位受控的特点，上述基于单侧电源零序电流特征的方法无法准确检测故障。虽有研究提出基于序分量电流的故障检测、协调换流器故障控制等方法，但未直接解决两端含IBR汇集线路仅依赖本地电气量的SPG故障测距问题。部分方法假设线路与变压器零序阻抗角相近，不适用于海底汇集电缆；另一些方法需要多点测量，或通过控制改变换流器故障特性，可能与并网规程的电抗支撑要求冲突。为此，研究人员提出一种基于集成序分量的非单元保护方案，在无需实时通信的前提下，于低故障电流水平下准确识别SPG故障。

二、主要关键技术方法

该研究基于如东海上风电项目构建测试系统，在PSCAD中搭建含风电换流器（WTVSC）与风电场侧MMC（WFMMC）控制系统的电磁暂态模型。分析方法上，利用复合序网络建立区内故障时零序电流分配关系，依据基尔霍夫电流定律（KCL），用本地负序电流与零序电流计算对端零序电流，从而消除通信需求。针对WTVSC是否注入负序电流的两种并网策略，分别推导故障距离系数β的表达式。还采用π型等效电路分析分布电容影响，并通过HIL（硬件在环）实验验证算法实时执行能力。仿真中考虑了故障电阻、故障阻抗性质、不同无功支撑策略、零序阻抗误差、CT/PT测量误差及加性高斯白噪声（AWGN）等工况。

三、研究结果

A. 区内故障时保护性能

在f1、f2、f3点分别设置不同故障电阻的SPG故障，β在故障后迅速增大并超过相应整定值，保护可在30 ms内动作。故障后150 ms时，计算得到的α能准确反映实际故障距离，验证了故障测距公式的精确性。

B. 区外故障时保护性能

在f4、f5、f6点发生区外SPG故障时，由于WTVSC采用负序电流抑制控制，本地负序电流接近零而零序电流不为零，β在故障后快速降至零，保护保持不动作状态，与理论分析一致。

C. 故障电阻性质的影响

海底电缆复杂环境使故障阻抗可能呈感性或容性。由于故障距离计算不含故障电阻项，理论上对故障电阻数值和性质均不敏感。在故障阻抗为1±0.1j Ω、10±1j Ω、100±10j Ω时，保护均正确动作，且计算α准确反映实际距离。

D. 不同无功支撑策略下的性能

各并网规程对可再生能源电站无功支撑要求分为三类：优先正序有功、优先正序无功、优先正序和负序无功。由于故障距离计算不涉及WTVSC侧正序电流，公式（5）适用于前两种策略；公式（9）兼容第三种策略。三种策略下保护均在32 ms内动作，α准确反映故障位置。

E. 参数误差与硬件非理想因素影响

1）等效零序阻抗误差：人为给Z_W-EQ⁰施加±5%误差时，计算α成比例偏移（如实际50%故障计算为53.1%或48.1%），但非单元保护的整定范围裕度可完全吸收该偏差，保护仍选择性动作。

2）CT与PT测量误差：负序抑制策略下，保护测量阻抗仅由序电流比值乘以常数阻抗参数构成，CT线性误差在分子分母中抵消。负序注入策略下，按IEC 61869-2（CT 5P级：±1%变比、±1°相移）和IEC 61869-5（PT 3P级：±6%变比、±4°相移）施加极端误差组合，计算故障距离偏差极小，保护约30 ms内正确跳闸。

3）故障起始瞬间暂态跟踪：内部SPG故障（R_g=10 Ω）发生后，计算的对端零序电流轨迹与实测值在数毫秒内快速收敛并精确吻合，初始高频尖峰被5点数学稳定窗有效滤除。

4）严重测量噪声鲁棒性：在20 dB AWGN下进行20次独立仿真，区外故障100%可靠闭锁；区内故障因噪声尖峰导致动作时间动态调整（24.0~88.0 ms），但平均计算故障距离（20.47%、49.28%、91.74%）与实际位置一致，无系统计算误差。

F. 与传统距离保护及已有方案的对比

在50%处发生SPG故障时，金属性故障下三种方案均能正确动作。随故障电阻增大，传统距离保护测量阻抗中的附加阻抗Z_add幅值增大、相位偏移，导致误动；文献[12]方法因线路与变压器零序阻抗角差异在海底汇集电缆中失效；所提方法不受故障电阻和阻抗角差异影响，在大故障电阻下仍能准确测距并正确跳闸。

G. 硬件在环实验验证

基于OPAL-RT OP5700实时仿真器、Speedgoat实时目标机和Tektronix MSO44示波器搭建HIL平台。在10 Ω故障电阻下测试区内、区外SPG故障，WTVSC采用负序抑制策略。区内故障时物理样机约20–30 ms发出跳闸命令，区外故障时可靠闭锁，验证了方案在实际硬件条件下的正确性、选择性和工程可用性。

四、总结与结论

所提基于集成序分量的非单元保护方案，利用本地集成序分量准确计算对端零序电流，无需线路两侧实时通信，可实现可靠故障识别。故障距离计算不涉及故障电阻，因此对故障电阻数值和性质不敏感，适应复杂故障环境。故障距离计算不涉及正序电流，同时考虑IBR负序无功电流注入，能够满足不同并网规程的电抗支撑要求。总体而言，该方法相比传统方法在可靠故障识别、对多变故障条件的鲁棒性以及适应不同并网要求方面均有显著提升。