計及繼電保護需求的柔直換流器故障分量阻抗重構(gòu)控制策略

吳林平，王小紅，閆 冬，馬煒程，鄒 寧，余 洪

（1.南瑞集團有限公司（國網(wǎng)電力科學(xué)研究院有限公司），江蘇省南京市 211106；2.國電南瑞科技股份有限公司，江蘇省南京市 211106；3.國電南瑞南京控制系統(tǒng)有限公司，江蘇省南京市 211106）

0 引言

隨著國家“雙碳”目標(biāo)的持續(xù)推動，電力系統(tǒng)中光伏、風(fēng)電接入比例逐年升高，當(dāng)前正在朝著高比例新能源、高比例電力電子設(shè)備的新型電力系統(tǒng)模態(tài)不斷邁進。電力電子設(shè)備，尤其是電壓源型電力電子設(shè)備的固有特性對現(xiàn)有電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行和繼電保護都產(chǎn)生了顯著的影響。文獻［1-2］針對全功率型新能源場站的距離保護適應(yīng)性問題進行了深入分析。文獻［3］在提出當(dāng)前常用的海上風(fēng)電場柔性直流換流器（以下簡稱“柔直換流器”）故障穿越策略的同時，也指出了該策略對保護元件的不利影響。文獻［4-7］分別分析了光伏、風(fēng)電等場景下電力電子設(shè)備阻抗特性對方向元件、距離元件、選相元件等傳統(tǒng)保護原理有效性的負面影響；而文獻［7-9］則基于電壓源逆變器的共性詳細分析了單設(shè)備并網(wǎng)及多源饋入情況下方向元件失效的原因。文獻［10］提出一種考慮頻率耦合和匯集網(wǎng)絡(luò)的風(fēng)電場序阻抗模型等值方法，建立了風(fēng)電場與單個逆變器及風(fēng)電機組的統(tǒng)一模型；文獻［11］提出故障時雙饋風(fēng)機電源正、負序阻抗差別較大，由此導(dǎo)致風(fēng)電場側(cè)各序電流分配系數(shù)也存在很大差異，嚴(yán)重影響相間電流突變量選相和對稱分量選相的有效性?，F(xiàn)有保護元件及其故障辨識原理通常適用于以同步機、變壓器等電力設(shè)備為主的常規(guī)電力系統(tǒng)，其故障辨識能力在含有高比例電力電子設(shè)備的新型電力系統(tǒng)中有所減弱。因此，有必要研究相應(yīng)控制策略，利用電力電子設(shè)備的控制靈活性，提升現(xiàn)有保護元件在新型電力系統(tǒng)中的故障辨識能力。

針對此類問題，從繼電保護原理出發(fā)，文獻［12-14］指出現(xiàn)有的繼電保護辨識方法無法正確識別含新能源接入的新型電力系統(tǒng)故障類型，提出可以準(zhǔn)確辨識任意故障類型的保護原理；從電力電子設(shè)備控制策略出發(fā)，文獻［15-16］提出了序阻抗角控制策略，但是所提策略適用于光伏、儲能等功率潮流完全可控的場景，并未考慮輸電場景下有功平衡問題。文獻［17］通過設(shè)計控制策略實現(xiàn)傳統(tǒng)序分量選相元件對逆變器交流故障的有效辨識，但是所提方法的前提是利用額外的判斷邏輯進行故障識別，其可靠性有限。文獻［18］分析了柔性直流換流站采用典型控制策略下交流匯集線路發(fā)生不對稱故障時的故障特征及電流差動保護適應(yīng)性，指出換流站采取負序電流注入的控制策略時，電流差動保護可靠性與負序電流參考值大小密切相關(guān)，但主要計及差動保護動作性能進行負序電流參考值的設(shè)計選取，面向多種工頻量保護動作性能提升方法還需深入研究。

本文從電壓源型換流器（VSC）通用的基本控制策略出發(fā)，以新能源匯集經(jīng)柔性直流線路送出的受端換流器為研究對象，分析方向保護元件和選相元件適應(yīng)性的問題，進而設(shè)計附加控制策略，使換流器在交流故障期間表現(xiàn)出虛擬的故障分量阻抗相位特性?；诖撕诵乃枷?，分別提出虛擬負序阻抗控制和正序故障分量相位控制策略，并提出一種應(yīng)對系統(tǒng)正序電壓跳變的補償方法，然后提出綜合兩種策略的整體方法。由于VSC 控制環(huán)節(jié)具有共性，該策略可推廣至其他應(yīng)用場合。通過實時數(shù)字仿真系統(tǒng)（RTDS）搭建柔性直流線路仿真模型，驗證所提策略對方向和選相兩種典型元件的有效支撐。

1 典型保護元件的適應(yīng)性分析

1.1 VSC 基本控制策略

直流側(cè)以電容為主要儲能元件的VSC 存在兩電平、三電平、模塊化級聯(lián)等多種拓撲結(jié)構(gòu)，在風(fēng)電、光伏、儲能和柔性直流輸電等應(yīng)用場景中均得以廣泛應(yīng)用。不同拓撲的VSC 由于工作原理的差異，其最終開關(guān)信號調(diào)制方式和附加控制策略不盡相同，本文關(guān)注新能源及柔性直流等實際場景中換流器控制結(jié)構(gòu)的共性部分，即通常采用的電流正負序雙閉環(huán)控制結(jié)構(gòu)。

依據(jù)不同的工作場景及工作模式要求，換流器控制外環(huán)形式多樣，例如，定直流電壓、定有功/無功功率、V-f控制、虛擬同步機等［19］。為保證設(shè)備安全，提升設(shè)備對外部擾動尤其是交流故障期間的動態(tài)響應(yīng)和故障穿越性能，換流器內(nèi)環(huán)通常采用同步旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下正負序電流分離控制。根據(jù)交流故障期間不同控制目標(biāo)，換流器通用電流內(nèi)環(huán)參考值如式（1）［20］所示。

式中：U和I分別表示換流器交流側(cè)相電壓和相電流的有效值；上標(biāo)+、-分別表示正序、負序分量；下標(biāo)d、q分別表示同步旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下d軸和q軸分量；下標(biāo)ref 表示參考值；Pref和Qref分別為有功和無功功率參考值，由控制外環(huán)依據(jù)換流器功能給定，不限于以定輸出功率為控制目標(biāo)。除柔性直流受端換流器以外，諸多場景下?lián)Q流器控制系統(tǒng)均具備以上共性，即考慮電流內(nèi)環(huán)后，VSC 可等效為參考值由外環(huán)給定的“可控電流源”。

1.2 序分量方向保護元件

交流線路保護中，序分量方向保護元件利用電壓和電流正、負、零序故障分量的相位關(guān)系判別故障發(fā)生的方向，由于常規(guī)系統(tǒng)中線路阻抗和同步機系統(tǒng)阻抗的相角大多位于75°～90°之間，當(dāng)保護元件安裝處正方向發(fā)生故障時，正、負、零序電壓和電流故障分量相位滿足如下關(guān)系：

當(dāng)方向保護元件用于換流器交流連接線路時，換流器電流控制特性與常規(guī)同步機的明顯差異對保護元件有效性存在不利影響，以A 相金屬性接地故障為例，假設(shè)故障前換流器功率因數(shù)為1，故障前后有功功率指令不變。結(jié)合式（1）分析的結(jié)果如表1所示。

表1 序分量方向保護元件測量結(jié)果理論值Table 1 Theoretical value of measurement result of sequence-component-based direction protection element

對于三線制換流器，零序分量由聯(lián)結(jié)變壓器接地方式?jīng)Q定，與控制策略無關(guān)。由表1 分析可知，以抑制功率波動為目標(biāo)時，電流故障分量相位由功率指令決定，因而方向元件測量結(jié)果受故障期間功率指令影響，在有些情況下可能接近或越過故障方向判定邊界，導(dǎo)致元件誤動或拒動。若再引入過渡電阻、換流器電流限幅等因素，則以上影響效果將更為復(fù)雜。除此之外，當(dāng)以抑制負序電流為目標(biāo)時，負序方向元件無法獲得有效序分量，元件失效。

1.3 序分量選相元件

工程中常選用序分量選相元件配合距離/過流保護實現(xiàn)對故障的判別。序分量選相元件通過比較正、負、零序電流故障分量的相位關(guān)系以判定故障類型和故障相，以單相接地故障為例，其判據(jù)為：

結(jié)合式（5）所示判據(jù)和表1 分析結(jié)果分析可知，由于換流器不同于常規(guī)同步機的相位特性，選相元件的測量結(jié)果受換流器控制策略及工況影響。尤其當(dāng)采用抑制負序電流為控制目標(biāo)時，序分量選相元件完全失效。

綜上所述，為解決典型保護元件的適應(yīng)性問題，在不改變保護原理的前提下，需要在換流器抑制負序電流的基本控制的基礎(chǔ)上，設(shè)計合適的附加控制算法。方向保護和選相元件保護原理都基于常規(guī)電網(wǎng)下故障分量網(wǎng)絡(luò)的阻抗特性，而VSC 由于其電流控制特點，實質(zhì)上并不存在與故障分量阻抗直接對應(yīng)的固定外特性，從而給保護元件的故障辨識帶來不利影響。因此，所設(shè)計的控制策略應(yīng)當(dāng)使換流器在故障期間的各序故障分量阻抗特性與常規(guī)同步機相似，從而滿足保護元件的故障辨識需求。

2 虛擬負序阻抗控制

2.1 虛擬負序阻抗控制原理

忽略換流器內(nèi)部拓撲結(jié)構(gòu)，采用抑制負序電流控制策略，逆變方向為電流正方向，換流器在負序旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下的動態(tài)方程為：

為模擬常規(guī)同步機的負序特性，換流器負序網(wǎng)絡(luò)應(yīng)當(dāng)表現(xiàn)為電壓源-串聯(lián)阻抗的形式。因此，利用換流器對負序電流的可控性，可以引入虛擬負序阻抗概念，如圖1 所示，其中，I-為負序電流，U-為并網(wǎng)點負序電壓，E-為虛擬負序內(nèi)電勢，Zv為虛擬負序阻抗。虛擬負序阻抗與濾波電路阻抗共同組成換流器新的等效負序阻抗。

圖1 引入虛擬負序阻抗后的換流器等效負序網(wǎng)絡(luò)Fig.1 Equivalent negative sequence network of converter with a virtual negative-sequence impedance

對圖1 等效電路列寫動態(tài)方程，取穩(wěn)態(tài)后的情況，則有：

式中：Lv和Rv分別為虛擬電感和電阻。

圖2 虛擬負序阻抗控制框圖Fig.2 Block diagram of virtual negative-sequence impedance control

2.1.1 雙環(huán)控制策略

以網(wǎng)側(cè)負序電壓為外環(huán)控制目標(biāo)，可以得到負序電壓參考值：

則負序電流參考值可由電壓控制環(huán)得到：

式中：Kp和Ki分別為比例-積分（PI）環(huán)節(jié)比例和積分系數(shù)。

2.1.2 單環(huán)控制策略

對于受端柔直換流器，通常情況下網(wǎng)側(cè)電壓由大系統(tǒng)決定，換流器輸出負序電流對系統(tǒng)負序電壓的影響非常小。因此，上述雙環(huán)控制策略中以負序電壓參考值為控制目標(biāo)的方式的適用性有所欠缺。同時，雙環(huán)控制在結(jié)構(gòu)上和參數(shù)調(diào)整上均較為復(fù)雜，可能對換流器原有動態(tài)性能造成不利影響。

在此條件下，負序電流參考值可以不經(jīng)過PI 環(huán)節(jié)的修正，直接由實測系統(tǒng)負序電壓計算得到，計算方法為：

式 中：R=Rv+Rf；X=ω(Lv+Lf)。由 此 可 以 根據(jù)設(shè)定的總負序阻抗得到負序電流參考值。

相比于換流器電流內(nèi)環(huán)響應(yīng)速度，系統(tǒng)電壓暫態(tài)過程很短，因此，相比于雙環(huán)控制，單環(huán)控制策略輸出的負序電流參考值的暫態(tài)過程更短暫，且無須考慮內(nèi)外環(huán)控制參數(shù)的配合問題。

2.2 虛擬負序阻抗參數(shù)的選取

虛擬負序阻抗參數(shù)分為相角和幅值兩方面，其需要滿足的約束條件為：

式中：Z-為負序阻抗；φsys為系統(tǒng)相角；I為換流器最大允許負序電流。

為模擬常規(guī)同步機特性，虛擬阻抗相角應(yīng)設(shè)定為系統(tǒng)相角。虛擬阻抗幅值受換流器最大負序電流限制，可采取兩種方法：1）按最惡劣情況計算固定的阻抗幅值；2）根據(jù)最大允許負序電流動態(tài)改變阻抗幅值。

按方法1）設(shè)定，即根據(jù)系統(tǒng)最大負序電壓（相間金屬性短路情況，取1/2 額定電壓）和最大允許負序電流得到固定的阻抗值：

式中：Urate為系統(tǒng)額定電壓。最大允許負序電流應(yīng)該保證在任何情況下總電流不超過設(shè)備容量限制。一般換流器設(shè)備會具備1.2 倍額定容量過載能力，考慮邊界情況下，設(shè)備在正常時滿負荷運行，則最大負序電流幅值可定為0.2 p.u.。

按方法2）設(shè)定，則需要根據(jù)電流約束條件計算阻抗幅值：

在故障期間換流器輸出的負序電流始終維持在保護元件負序電流需求值。等效負序阻抗隨故障類型、故障程度動態(tài)變化。該方法可以保證保護元件總是可以檢測到足夠的負序電流，避免采樣精度和噪聲的影響。

綜上，對于本文研究對象，采用單環(huán)控制，按最大負序電流幅值計算負序阻抗幅值，設(shè)計負序阻抗控制算法整體結(jié)構(gòu)如圖3 所示。在其他應(yīng)用場景下，根據(jù)換流器特性和保護元件需求，則應(yīng)選取合適的控制策略和阻抗參數(shù)計算方法組合。

圖3 采用單環(huán)控制的虛擬負序阻抗控制整體結(jié)構(gòu)Fig.3 Overall structure of virtual negative-sequence impedance control using single loop control

從另一角度看，圖3 所示方案在故障期間電壓恒定時，亦可視為負序電流定幅值/定相位控制。對負序電壓進行變換，則有：

比較式（14）與式（10）、式（13），可見兩種方式在計算上等價，虛擬負序阻抗實質(zhì)上可以視為對負序電壓矩陣變換的另一種表達形式。

3 正序故障分量相位控制

3.1 正序故障分量相位控制基本思想

交流故障期間，換流器等效正序阻抗受功率指令、控制策略和電流限值的影響，相比于常規(guī)同步機，具有阻抗幅值較大、阻抗相角不固定的特征，對現(xiàn)有交流保護元件的故障辨識帶來不利影響。換流器弱饋特性決定其很難實現(xiàn)與常規(guī)電網(wǎng)類似的阻抗幅值。但是，對于利用正序故障分量進行故障判別的保護元件，換流器可以在自身容量允許范圍內(nèi)對正序電流的變化量進行合理控制，使得換流器在故障分量網(wǎng)絡(luò)下表現(xiàn)出的阻抗相位特性與常規(guī)同步機相似，有利于保護元件的故障辨識。

以新能源送出場景受端換流器為研究對象，常規(guī)電網(wǎng)和換流器并網(wǎng)對應(yīng)的正序故障分量網(wǎng)絡(luò)如圖4 所示。

圖4 同步機與換流器并網(wǎng)情況下的正序故障分量網(wǎng)絡(luò)Fig.4 Positive sequence fault component network when synchronous machine and converter are connected with power grid

圖4 中ZL1、ZL2、Zsys分 別 為 故 障 點 兩 側(cè) 的 線 路阻抗和系統(tǒng)等效阻抗，不同于同步機，換流器在故障分量網(wǎng)絡(luò)中等效為可控電流源。柔性直流受端換流器通常采用定直流電壓控制外環(huán)，注入電網(wǎng)的有功功率由送端決定，在受端交流故障時若迅速改變換流器有功功率輸出，送端功率調(diào)節(jié)不及時則可能造成直流線路過電壓等問題。因此，本文中考慮換流器在故障前后正序有功功率不變，則正序有功電流分量由換流器直流電壓外環(huán)決定，所設(shè)計的附加策略僅對正序無功電流分量進行控制。

忽略電流限制，故障發(fā)生后，交流電網(wǎng)正序電壓U˙+跌落為原來的k倍（0 ＜k＜1），則正序電流I˙+保持與電壓同相，幅值上升為原來的1/k，為了使換流器在故障分量網(wǎng)絡(luò)下的等效正序阻抗相位φm與同步機類似，在同步坐標(biāo)系下，輸出正序無功電流變化量ΔI+q應(yīng)滿足：

從上述分析可以得到一個較為直觀的結(jié)論，即故障期間換流器向系統(tǒng)注入一定的容性無功電流即可使正序故障分量阻抗角接近系統(tǒng)相角。從這一方面看，按國家標(biāo)準(zhǔn)［21-22］相關(guān)規(guī)定的故障期間無功支撐功能可對保護元件進行一定程度的輔助。但是，當(dāng)考慮系統(tǒng)正序電壓相位跳變的影響后，固定功率或隨電壓跌落程度線性變化的容性無功支撐不足以完全滿足保護元件故障辨識的需求。

3.2 系統(tǒng)正序電壓相位跳變的影響及其補償方法

交流系統(tǒng)發(fā)生非金屬性故障時，故障點處過渡電阻與系統(tǒng)相角的差異會引起故障點處正序電壓相位跳變，且通常情況下故障后正序電壓滯后于故障前電壓，換流器的弱饋特性會使相位跳變更為明顯。同時，換流器鎖相環(huán)總是跟蹤當(dāng)前正序電壓相位，相量關(guān)系見附錄A 圖A2。

設(shè)δ為故障后正序電壓相位滯后的角度。仍然假設(shè)故障前后有功功率不變，此時正序故障分量阻抗角滿足：

取不同電壓相位跳變角，可得到換流器故障期間正序故障分量阻抗角與正序電壓跌落程度和相位跳變的關(guān)系如圖5 所示。

圖5 換流器故障期間正序故障分量阻抗角與正序電壓跌落程度和相位跳變角的關(guān)系Fig.5 Relationship between positive-sequence fault component impedance angle and drop degree and phase jump angle of positive-sequence voltage during converter fault

圖5 中曲線表明，即使故障期間不注入無功電流，正序電壓相位的跳變也會導(dǎo)致?lián)Q流器正序故障分量阻抗角發(fā)生變化，接近甚至超過系統(tǒng)相角。進一步定性分析可知，為實現(xiàn)正序故障分量阻抗角與系統(tǒng)相角相等，換流器并不總是需要注入容性無功電流。

針對上述討論進行定量分析，式（16）在臨界條件時有φm=φsys，則此時正序電壓相位跳變角δ與跌落程度滿足：

則

式中：δth為臨界條件時正序電壓相位跳變角。

綜合以上分析，對式（15）進行修正，以故障后正序電壓相位作為旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系的基準(zhǔn)，計算正序電壓、電流故障分量：

令φm=φsys，可得：

式中：Iq為換流器需要注入系統(tǒng)的正序無功電流分量；Id為故障期間正序有功電流分量，由其他控制模式?jīng)Q定。

基于式（20）可以設(shè)計正序故障分量相位控制算法，其整體結(jié)構(gòu)如圖6 所示，其中U+和I+分別表示正序電壓和電流，下標(biāo)0 表示故障前電氣量。電壓/電流記憶模塊記錄故障前一周期的電氣量信息，用于計算故障分量。故障檢測邏輯用于控制記憶模塊鎖存信息的時機。電壓相位檢測模塊中使用鎖相環(huán)或傅里葉變換算法獲取故障前后正序電壓相位的變化角度。最終全部信號按式（20）計算換流器需要注入的正序無功電流參考值。需要注意的是，最終計算結(jié)果為理想值，不考慮換流器本身電流容量的限制，需要在算法中結(jié)合其他約束條件，對該理想值進行限幅。

圖6 換流器故障期間正序故障分量相位控制算法整體結(jié)構(gòu)Fig.6 Overall structure of phase control algorithm of positive-sequence fault component during converter fault

4 支撐交流線路保護的復(fù)合控制策略

復(fù)合控制方法即是依據(jù)上述正負序控制算法，計算出正序無功電流、負序有功/無功電流的指令值，再根據(jù)設(shè)備容量、工況等條件進行約束。因此，關(guān)鍵問題是3 個電流指令的限幅。按以下原則設(shè)計：

1）電流參考值的相位控制目標(biāo)是正負序故障分量阻抗相角均等于最靈敏角（一般為系統(tǒng)阻抗角）。

2）正序有功電流參考值不受本策略影響，具備最高優(yōu)先級，保證該參考值后剩余的電流容量用于注入其他電流分量。

3）對稱故障時，負序電流抑制為0。換流器剩余電流容量用來發(fā)出正序無功電流。

4）不對稱故障時，優(yōu)先保證負序電流幅值滿足辨識要求，再將剩余電流容量用于產(chǎn)生正序無功電流。

5）若換流器總?cè)萘坎蛔阋詽M足所有電流指令需求，應(yīng)保證相位控制結(jié)果盡量趨近于最靈敏角，且保證三相電流中幅值最大相的峰值為換流器最大允許電流。

換流器最大允許負序電流幅值計算方法為：

式中：Imax為換流器總電流最大值；為當(dāng)前正序有功電流。

假設(shè)輸出負序電流后換流器仍有剩余容量。正序無功電流參考值由式（20）計算后，限幅值計算方法為：

式中：Iax為正序無功電流最大值；I˙-為當(dāng)前輸出負序電流相量?；谏鲜鲈瓌t可設(shè)計完整的復(fù)合控制策略，其整體流程見附錄B 圖B1。

5 仿真驗證及性能分析

5.1 仿真模型網(wǎng)架結(jié)構(gòu)

受限于硬件資源，為驗證所提復(fù)合控制策略的性能，在不影響整體運行特性的前提下，對新能源匯集送出系統(tǒng)進行合理簡化。搭建24 級10 kV/10 MW兩端口柔性直流系統(tǒng)實時仿真模型。模型網(wǎng)架結(jié)構(gòu)如 圖7 所 示，其 中，ZL為 線 路 阻 抗，ZS為 系 統(tǒng) 阻 抗。場景中，送端換流器匯集送端系統(tǒng)有功功率后，以定功率模式運行。受端換流器以定直流電壓模式運行。因此，假設(shè)故障前后受端換流器優(yōu)先保證有功功率傳輸。

圖7 柔性直流系統(tǒng)實時仿真模型Fig.7 Real-time simulation model of flexible DC system

圖7 中附加控制策略應(yīng)用于受端柔直換流器。由負序阻抗控制原理分析可知，若阻抗角設(shè)置為系統(tǒng)相角（一般小于90°），負序電流中將包含小部分有功分量。由于換流器有功平衡，此時正序有功功率將出現(xiàn)波動。對于本文研究場景，負序阻抗設(shè)為純感性對方向及選相元件的故障辨識影響較小且對正序有功功率控制無影響。因此，虛擬負序阻抗角控制目標(biāo)設(shè)置為90°，正序故障分量阻抗角控制目標(biāo)為80°。保護元件測量點位于受端換流器隔離變壓器系統(tǒng)側(cè)，電流正方向定義為指向交流系統(tǒng)。在受端交流系統(tǒng)施加不同類型故障，分析故障過程中換流器等效阻抗特性。出于驗證控制算法功能的角度，保證故障期間受端換流器具備足夠剩余容量，可以完全滿足所提控制策略的輸出電流指令，對送端有功潮流進行設(shè)定。在金屬性故障前后換流器輸出有功功率為2.5 MW；在非金屬性故障前后輸出有功功率為4 MW。柔性直流系統(tǒng)各項參數(shù)如附錄C 表C1 所示。模型搭建基于RTDS 仿真試驗平臺。平臺由RTDS-RACK 機柜、GTFPGA 硬件單元、功率放大器、RTDS 開入開出接口板卡、交直流配電網(wǎng)系統(tǒng)運行人員工作站、換流器主控機柜等組成。其中換流器主控機柜中采用的控制保護裝置為柔性直流工程實際使用的二次設(shè)備。

5.2 控制策略對典型保護元件的支撐作用仿真驗證分析

RTDS 仿真驗證中，在圖7 所示故障位置施加不同類型、不同程度故障，通過控保裝置錄波功能記錄故障期間測量點處三相電壓（單位為kV）和三相線電流（單位為kA），并實時完成序分量相位分析，針對前述典型保護元件的故障判別原理，計算正負序故障分量阻抗相位（方向元件）和電流序分量相位差（選相元件）。部分典型故障的記錄分析結(jié)果如下。

5.2.1 AB 相間金屬性短路

RTDS 試驗波形如圖8 所示。因為相間故障時無零序電流，所以不記錄零序電流相關(guān)相位分析結(jié)果。波形顯示，在采用常規(guī)的負序電流抑制策略時，由于故障期間換流器不輸出負序電流，且維持單位功率因數(shù)，換流器故障分量阻抗相位未得到有效控制，序分量方向元件和選相元件均無法得到有效測量結(jié)果，無法進行有效故障辨識。

圖8 AB 相間金屬性短路RTDS 仿真結(jié)果Fig.8 RTDS simulation results of metallic short circuit between phase A and B

采用本文所提復(fù)合控制策略的情況下，換流器故障分量網(wǎng)絡(luò)下的正序阻抗角φ+1=∠(-ΔU˙+/ΔI˙+)控制在70°～80°，負序阻抗角φ-1=∠(-ΔU˙-/ΔI˙-)控制在90°～100°，故障分量方向保護元件可以明確判別故障方向。正序電流故障分量與負序電流相位差φ2=∠(-ΔI˙+/ΔI˙-)控制為-40°左右，序分量選相元件可以正確判定故障類型為AB 相間故障。本文所提復(fù)合控制策略可以有效支撐上述典型保護元件的故障判別能力。

實驗結(jié)果中實際相位與控制目標(biāo)之間存在輕微差異，但不影響保護元件故障判別。造成差異的主要原因包括：

1）測量元件故障分量提取存在誤差；

2）控制算法依賴于正序電壓相位，對故障前后相位準(zhǔn)確性較敏感；

3）換流器電流控制環(huán)對本文控制策略輸出的電流指令的跟蹤存在誤差；

4）測量點與換流器控制所用采樣點（隔離變壓器閥側(cè)）位置不同，測量點所得阻抗特性還包含隔離變壓器和線路阻抗的影響。

5.2.2 B 相非金屬性接地短路

故障位置處施加B 相非金屬性接地短路，B 相電壓跌落為額定值的1/3，仿真波形見附錄C 圖C1。

在采用常規(guī)的負序電流抑制策略時，換流器故障分量網(wǎng)絡(luò)下的正序阻抗角在60°左右，由于不輸出負序電流，無法測得穩(wěn)定的負序阻抗角。從結(jié)果上，正序故障分量方向保護元件可以判別故障方向。但是需要指出的是，此時穩(wěn)定的正序阻抗角是故障前后正序電壓相位跳變所致，如前文分析過程，阻抗角大小受故障類型、故障程度、系統(tǒng)參數(shù)影響很大，以此為判別依據(jù)，對保護可靠性和靈敏性均有不利影響。正序電流故障分量與負序電流相位差、零序電流與負序電流相位差均不能使序分量選相元件正確工作。

采用本文所提附加控制策略后，換流器故障分量阻抗角和電流序分量相位差均受到穩(wěn)定控制，有效支撐典型保護元件的故障判別。

5.2.3 各類型故障仿真結(jié)果總結(jié)

RTDS 仿真試驗中所有故障情況下的結(jié)果如 表2 所 示，表 中：選 相 判 據(jù)1 為，選相 判 據(jù)2 為；相 角 取 值 時 刻 為 故 障 發(fā)生后60 ms。

表2 RTDS 仿真試驗結(jié)果匯總Table 2 Results of RTDS simulation test

表1 中結(jié)果顯示，在各類故障下，采用常規(guī)的負序抑制控制時，序分量方向元件測量結(jié)果顯著偏離系統(tǒng)相角，選相元件則可能選相錯誤或無法有效選相。采用本文所提出的復(fù)合控制算法時，換流器能夠有效控制故障分量網(wǎng)絡(luò)下的阻抗角，從而滿足序分量方向元件和選相元件的故障辨識需求。

6 結(jié)語

本文所提復(fù)合控制策略，面向交流線路的序分量方向元件和選相元件，以新能源匯集送出柔性直流線路的受端換流器為對象，重新構(gòu)建了VSC 在故障分量網(wǎng)絡(luò)下的阻抗特性。該方法基于換流器常規(guī)的正負序分離電流內(nèi)環(huán)控制結(jié)構(gòu)，可作為故障期間的附加控制，代替原有的負序外環(huán)和正序無功外環(huán)。RTDS 仿真試驗表明，本文所提控制策略可以有效控制換流器故障分量網(wǎng)絡(luò)中的阻抗相角，實現(xiàn)對序分量方向元件和選相元件的故障辨識能力的支撐。

本文所提控制策略還具備繼續(xù)研究的空間，主要體現(xiàn)在：

1）控制策略應(yīng)用對象為新能源匯集送出線路的受端換流器，對于其他場景的VSC 的應(yīng)用效果以及控制策略調(diào)整還有待研究。

2）所提控制策略適用工況為向交流系統(tǒng)輸出有功功率（逆變端），對于整流端的換流器故障處理方式還需要進一步討論。

3）該策略受換流器容量限制，當(dāng)換流器可用容量不足以滿足算法得到的電流指令時，算法僅能令阻抗特性接近理想狀態(tài)。算法在換流器重載或滿載情況下的效果被削弱。

4）由于算法本身僅提供電流環(huán)指令值，整體動態(tài)性能依賴于換流器電流控制環(huán)的動態(tài)性能?？蛇M一步研究本文所提算法與換流器現(xiàn)有控制結(jié)構(gòu)的整體優(yōu)化方式。

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