风电场并网线路单相接地故障单端测距误差特性分析.pdf

第４４卷第１９期２０１６年１０月１日电力系统保护与控制ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌＶｌ０１．４４Ｎｏ．１９０ｃｔ．１．２０１６Ｄ０Ｉ：１０．７６６７／ＰＳＰＣ１５１７７８风电场并网线路单相接地故障单端测距误差特性分析袁冰，王宾２７陆元园２７路亮。，刘辉，陈璨，吴林林（１．国网山东省电力公司济宁供电公司，山东济宁，２７２１００；２．清华大学电机系电力系统及发电设备安全控制和仿真国家重点实验室，北京１０００８４；３．甘肃省电力公司风电技术中心，甘肃兰州７３００５Ｏ；４．国网冀北电力有限公司电力科学研究院，北京１０００４５）摘要：基于阻抗原理的输电线路单相接地故障单端测距精度受过渡电阻及线路对侧系统运行方式的影响。风电场总体表现出弱馈系统特征，但不同类型风电场的故障等值特性不同，使得风电场并网线路传统故障测距算法存在较大误差，且误差机理不明确。针对该问题，建模仿真了异步鼠笼、直驱永磁及感应双馈三种类型风电场运行特性，分别从并网线路系统侧及风场侧对比分析了负序、零序电流与故障点电压的相位差值。量化分析了不同风机类型及并网容量的风场等值序阻抗变化规律，给出了影响风电场并网线路测距精度的因素及作用机理。提出了不同类型风电场并网线路适用的故障测距策略及后续改进方向，大量算例仿真证明了所提故障测距策略的有效性。关键词：风电场；输电线路；单相接地故障；等值序阻抗；故障测距—Ｅｒｒｏｒａｎａｌｙｓｉｓｏｆｓｉｎｇｌｅ－－ｅｎｄｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎｆｏｒｓｉｎｇｌｅ－－ｌｉｎｅ－・ｔｏ・ｇｒｏｕｎｄｆａｕｌｔｉｎｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅｗｉｔｈｗｉｎｄｆａｒｍｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎＹＵＡＮＢｉｎｇ，ＷＡＮＧＢｉｎ２，ＬＵＹｕａｎｙｕａｎ２，ＬＵＬｉａｎｇ３，ＬＩＵＨｕｉ，ＣＨＥＮＣａｎ，ＷＵＬｉｎｌｉｎ４（１．ＪｉｎｉｎｇＰｏｗｅｒＳｕｐｐｌｙＣｏｍｐａｎｙ，ＳｔａｔｅＧｒｉｄＳｈａｎｄｏｎｇＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｍｐａｎｙ，Ｊｉｎｉｎｇ２７２１００，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｔａｔｅＫｅｙＬａｂｏｆＣｏｎｔｒｏｌａｎｄＳｉｍｕｌａｔｉｏｎｏｆＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍｓａｎｄＧｅｎｅｒａｔｉｏｎＥｑｕｉｐｍｅｎｔｓ，ＤｅｐｔｏｆＥｌｅｃｔｒｉｃａｌＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，ＴｓｉｎｇｈｕａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００８４，Ｃｈｉｎａ；３．ＷｉｎｄＰｏｗｅｒＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＣｅｎｔｅｒ，ＧａｎｓｕＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ，Ｌａｎｚｈｏｕ７３００５０，Ｃｈｉｎａ；４．ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＳｔａｔｅＧｒｉｄＪｉｂｅｉＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００４５，Ｃｈｉｎａ）———Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅａｃｃｕｒａｃｙｏｆｓｉｎｇｌｅ．ｅｎｄｉｍｐｅｄａｎｃｅｂａｓｅｄｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎｆｏｒｓｉｎｇｌｅｌｉｎｅｔｏｇｒｏｕｎｄｆａｕｌｔｉｎｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅ—ｉｓｍａｉｎｌｙａｆｆｅｃｔｅｄｂｙｔｈｅｕｎｋｎｏｗｎｏｐｐｏｓｉｔｅｅｎｄｓｙｓｔｅｍｏｐｅｒａｔｉｏｎｍｏｄｅａｎｄｆａｕｌｔｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ．Ｉｎｇｅｎｅｒａｌ，ｗｉｎｄｆａｒｍ’ｅｘｐｒｅｓｓｅｓａｔｙｐｉｃａｌｗｅａｋｉｎｆｅｅｄｓｙｓｔｅｍｏｐｅｒａｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ，ｂｕｔｔｈｅｅｑｕｉｖａｌｅｎｔｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｔｙｐｅｓｗｉｎｄｆａｒｍａｆｔｅｒｆａｕｌｔｉｓｄｉｆｆｅｒｅｎｔ．ｓｏｔｈｅｒｅｉｓａｂｉｇｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎｅｒｒｏｒ，ａｎｄｔｈｅｅｒｒｏｒｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｍｅｃｈａｎｉｓｍｉｓｎｏｔｃｌｅａｒ．Ｉｎ’ｒｅｓｐｏｎｓｅｔｏｔｈｉｓｐｒｏｂｌｅｍ，ｔｈｉｓｐａｐｅｒｍｏｄｅｌｓａｎｄａｎａｌｙｚｅｓｏｐｅｒａｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｒｅｅｔｙｐｅｓｗｉｎｄｆａｒｍｓ：ＳｑｕｉｒｒｅｌＣａｇｅＩｎｄｕｃｔｉｏｎＧｅｎｅｒａｔｏｒ（ＳＣＩＧ），ＰｅｒｍａｎｅｎｔＭａｇｎｅｔｉｃＳｙｎｃｈｒｏｎｏｕｓＧｅｎｅｒａｔｏｒ（ＰＭＳＧ）ａｎｄＤｏｕｂｌｙ－ＦｅｄＩｎｄｕｃｔｉｏｎＧｅｎｅｒａｔｏｒ（ＤＦＩＧ１，ａｎｄｔｈｅｎｃｏｎｔｒａｓｔｓｔｈｅｐｈａｓｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｖａｌｕｅｓｂｅｔｗｅｅｎｖｏｌｔａｇｅａｔｆａｕｌｔｐｏｉｎｔａｎｄｎｅｇａｔｉｖｅａｎｄｚｅｒｏｓｅｑｕｅｎｃｅｃｕｒｒｅｎｔｓａｔｔｈｅｔｗｏｅｎｄｓｏｆ１ｉｎｅ．Ａｆｔｅｒｔｈａｔ．ｉｔｑｕａｎｔｉｆｉｅｓｔｈｅｅｑｕｉｖａｌｅｎｔｉｍｐｅｄａｎｃｅｖａｒｉａｔｉｏｎｐａｔｔｅｒｎｓｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔ’ｔｙｐｅｓｗｉｎｄｔｕｒｂｉｎｅｓａｎｄｄｉｆ—ｆｅｒｅｎｔｇｒｉｄｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎｃａｐａｃｉｔｉｅｓｏｆｗｉｎｄｆａｒｍ，ｉｎｆｏｌｌｏｗｉｎｇ，ａｎａｌｙｚｅｓｔｈｅｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎｐｒｅｃｉｓｉｏｎａｎｄｃｏｒｒｅｌａｔｉｖｅｆａｃｔｏｒｓｂｏｔｈｆｒｏｍｔｈｅｐｏｗｅｒｓｙｓｔｅｍｓｉｄｅａｎｄｗｉｎｄｆａｒｍｓｉｄｅ．Ｔｈｅｓｕｉｔａｂｌｅｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎｓｃｈｅｍｅｓｒｅｓｐｏｎｓｅｔｏｄｉｆｆｅｒｅｎｔｔ’ｙｐｅｓｗｉｎｄｆａｒｍｓａｒｅｃｌｅａｒｌｙｃｏｎｃｌｕｄｅｄｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒｂａｓｅｄｏｎｂｅｌｉｅｖａｂｌｅｃａｓｅｓｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｓ．ａｎｄｔｈｅｆｕｒｔｈｅｒｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔｄｉｒｅｃｔｉｏｎｉｓａｌｓｏｐｏｉｎｔｅｄｏｕｔ．ＴｈｉｓｗｏｒｋｉｓｓｕｐｐｏｒｔｅｄｂｙＮａｔｉｏｎａ１ＮａｔｕｒａｌＳｃｉｅｎｃｅＦｏｕｎｄａｔｉｏｎｏｆＣｈｉｎａ（Ｎｏ．５１４７７０８４）．ＢｅｉｊｉｎｇＮａｔｕｒａｌＳｃｉｅｎｃｅＦｏｕｎｄａｔｉｏｎ（Ｎｏ．３ｌ５２０１６．ａｎｄＳｔａｔｅＧｒｉｄＪｉｂｅｉＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄＰｒｏｊｅｃｔＦｕｎｄｉｎｇ（Ｎｏ．２０１５２０００９５９）．——Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｗｉｎｄｆａｒｍ；ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅｓ；ｓｉｎｇｌｅｔｏｇｒｏｕｎｄｆａｕｌｔ；ｅｑｕｉｖａｌｅｎｔｓｅｑｕｅｎｃｅｉｍｐｅｄａｎｃｅ；ｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎ０引言基于阻抗原理的单端故障测距方法是目前风电基金项目：国家自然￣，（５１４７７０８４）；北京市自然科学基金（３１５２０１６）；国网冀北电力公司科教项目资助（２０１５２０００９５９）场并网线路采用的主要故障测距方法。其精度主要受线路对侧系统运行方式和过渡电阻的影响，具体在测距算法中反映为对故障点电压相位的估算误差上【１４］本质上，故障测距的精度直接取决于对故障点电压相位的精确估算；由于过渡电阻一般为纯阻性，因此对故障点电压相位的估算等价于对故障支路电．．６４．．电力系统保护与控制流相位的估算；而且单相接地故障时，故障支路中正序故障分量、负序、零序电流相等，因此目前的单端阻抗法测距算法其核心无外乎是采用上述的三序分量在测量点对故障支路分量进行相位估算Ｌ５Ｊ。由于零序分量易于获取，而且使用零序ＣＴ使得测量精度较高，因此传统上一般采用测量点的零序电流相位来估算故障支路零序电流相位；但是零序电流分量易受输电线路分布电容的影响，特别是超特高电压、长线路时这种估算误差较大，无法满足现场应用的要求。此时，由于正序故障分量、负序分量采用相间线路为回路，因此相比于零序分量估算而言，精度有明显的提高Ｌ８】。除此因素之外，故障点电压相位估算误差也受对端系统运行方式的直接影响，具体体现在测距算法中是对序网结构的影响。传统输电系统中两端电源的零序与负序等值阻抗差异性较为固定，因此对测距误差的影响也较为稳定。然而，虽然风电场整体而言表现出典型的弱馈系统特征［９－１１］，但不同类型风电场的故障暂态特性也不同，受风机类型、逆变器类型、风电场中性点接地方式等因素影响［１２－１４］，使得传统直接使用序分量估算故障点电压相位的故障测距算法存在较大误差，且量化误差产生机理不明确。针对该问题，本文针对鼠笼异步（ＳＣＩＧ）、直驱永磁（ＰＭＳＧ）及感应双馈ｆＤＦＩＧ）三种风机类型，分别从并网系统侧及风场侧等值序阻抗变化特性入手，利用单端阻抗法量化分析了不同风机类型及风场并网容量对测距精度的影响及原因，给出了不同类型风电场并网线路适用的故障测距策略及后续改进方向。１传统单端阻抗法测距算法误差分析假设图１所示输电线路Ｆ点发生Ａ相接地故障。图１输电线路单相接地故障示意图———Ｆｉｇ．１Ｓｉｎｇｌｅｌｉｎｅｔｏｇｒｏｕｎｄｆａｕｌｔ（ＳＬＧＦ）ｉｎｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅ基于分布参数模型，线路Ｍ端故障相电压Ａ可以表示为１ＭＡ＝ＵＦＡｃｈＮ＋（ＪＭＡ＋ＰＪＭ０）Ｚ１ｔｈ／ｘ＝ＡＲｇｃｈ／ｘ＋（ＪＭＡ＋Ｍ０）Ｚ￣ｔｈｚ／ｘ：３，Ｆ０ｃｈＮ＋（＋。）ｔｈ／ｘ（１）Ｐ＝——ＺｏＴｃｏｓｈｙ￣／ｘ＋ｓｉｎｈｙ０／ｘＴｃｏｓｈｙｏ／ｘＺｓｉｎｈ￣／ｘ式中：Ａ为故障点电压；和，Ｍ０为Ｍ端故障相电流和零序电流；／ＦＡ为故障支路相电流；０为故障点零序电流；咫为过渡电阻；，ｚ分别为单位长度线路零序和正序阻抗；ｆ为线路全长；为故障距离百分比，可以表示为式（２）。Ｘ：广．一一ｉ（２）—————————————————————ＦＩ＿Ｔ｛ＺｌＩ３ｏＲｇｃｈｚ１＋（，ＭＡ＋Ｐ，Ｍ０）Ｚ１ｔｈＮＩＡ和０无法通过测量得到的，其值受故障点近Ｎ端注入电流ＩＦＮＡ的影响，而ＮＡ直接受到Ｎ端系统电势和阻抗的影响，因此，仅通过式（２）无法求得故障距离Ｘ。现存的单端阻抗方法多利用Ｍ端测量的零序（或负序、正序故障分量，由于与零序网络结构相同，以下仅以零序为例分析）电流。估测故障支路电流Ａ。）的相位，以期消除过渡电阻ｇ的影响。在不考虑输电线路分布电容的情况下，单相接地故障零序等值网络如图２所示。图２输电线路单相接地零序等值电路Ｆｉｇ．２ＺｅｒｏｓｅｑｕｅｎｃｅｎｅｔｗｏｒｋｏｆｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｓｙｓｔｅｍｗｉｔｈＳＬＧＦ图２中。和，Ｆ０的相角差Ａ０可表示为Ａ０＝ａｒｇ（）：ａｒｇ（二）（３１Ｉｌｚ＋ＺＮ＋Ｚｑ、一式中：ａｒｇ表示相角；０和０分别表示Ｎ和Ｍ端等值系统的零序阻抗。由式（３）可知，／Ｍｏ和。的相位差受到线路长度、故障距离、线路单位长度零序阻抗、本端及对端系统零序阻抗等多种因素的影响。当ｚＮｏ绝对值很小（Ｎ为强系统），ＺＭｏ绝对值很大（Ｍ为弱系统），而且２ｒＮ０阻抗角与２ｒＭ０的阻抗角相差较大时，或者故障距Ｍ端较远且系统阻抗和线路阻抗角相差较大时，用。估计。的相位将存在较大误差。针对风电场并网线路，不同类型风电场的等值序特性不同，会对电流相位拟合的精度带来较大的影响，特别是其弱馈输出特性使得传统故障测距算法存在较大误差。２风电场并网线路故障测距性能分析针对鼠笼异步、直驱永磁及感应双馈三种风机类型，分别从并网系统侧及风场侧利用单端阻抗法量化分析不同风机类型及风场并网容量对测距精度的影响及原因。如下所有仿真分析中，风电场并网袁冰，等风电场并网线路单相接地故障单端测距误差特性分析一６５一变压器高压侧采用直接接地方式，低压侧采用不接地方式，均以２２０ｋＶ单回线并网，输电线路长ｌ１０ｋｍ，线路及系统侧等值参数如表１所示。表１输电线路及系统侧等值参数Ｔａｂｌｅ１Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｐａｒａｍｅｔｅｒｓｆｏｒｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｓｙｓｔｅｍ２．１异步型风电场并网线路故障测距性能分析异步风电场并网输电线路上发生单相接地故障时，分别在风场侧及系统侧测量得的电压、电流变化情况如图３所示。图３异步机并网系统线路两端故障电压、电流波形Ｆｉｇ．３ＦａｕｌｔｖｏｌｔａｇｅａｎｄｃｕｒｒｅｎｔｗａｖｅｆｏｒｍｓｒｅｃｏｒｄｅｄａｔｔｗｏｔｅｒｍｉｎａｌｓｏｆｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅｃｏｎｎｅｃｔｅｄｗｉｔｈＳＣＩＧｗｉｎｄｆａｒｍ受风场侧并网变压器中性点接地方式的影响，风场侧故障电流主要为零序分量，且故障相电流与非故障相电流的幅值、相位均近似相同。调整鼠笼异步风机组并网容量分别为２０Ｍｗ及８０Ｍｗ，设置过渡电阻分别为５Ｑ及１０５Ｑ，采用文献【６］中的测距算法，但分别采用测量点负序电流和零序电流相位估算故障点电压相位，所得故障测距结果如表２一表４所示。鼠笼异步风电机组由于原理和控制较为简单，在故障期间负序等值阻抗值较为稳定，变化不大。风场侧的负序等值阻抗远大于系统侧的负序等值阻抗，在负序故障网络中，故障支路的电流主要由系统侧提供，风场侧的负序电流值很小。因此，由表２可见系统侧的负序电流相位对故障点电压相位的拟合程度较好。与此相反，风场侧的负序电流相位与故障点电压相位的差值很大。由于风场侧与系统侧零序阻抗值较为固定，且风场侧的零序阻抗值与系统侧的零序阻抗值大小相差不大，两侧提供的零序电流分量对于故障支路的零序电流贡献相当，所以无论是风场侧还是系统侧，零序电流相位与故障点的电流相位均有一定的差值。表２异步风机组２０Ｍｗ并网，过渡电阻５Ｑ时测距结果Ｔａｂｌｅ２Ｆａｌ】１ｔ１ｏｃａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｉｎｃａｓｅｏｆ２０ＭＷＳＣＩＧｗｉｎｄｆａｒｍｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎｓｗｉｔｈ５Ｑｆａｕｌｔｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ风场侧测距结果故障故障测距结果／ｋｍ电流相位／ｒａｄ点电压距离／负序等值阻抗负序零序相位／ｋｍ负序零序ｒａｄ原理原理ｌ２０７６１．４５１．１５８ｌ３．７２１．４Ｏ．５３Ｏ．２４Ｏ＿３Ｏｌ４０７６２．５７１．１６８３２．９４１．７０．５３Ｏ．２６０３ｌＪ６０７６２．４６１．１６８５１．１６２Ｏ．５５Ｏ．２８０３４８０７６１．１１．１５７６７．６８２．６０．５９０．３１Ｏ－３７系统侧测距结果９０ｌ２．７６１．３９７９Ｏ．３８８．５０．２８Ｏ＿３９０３Ｏ７０ｌ２．７６１．３９７７０－２６９．２０ｌ３Ｏ０－３７０３１５０１２．７６１．３９７５Ｏ．１４９．５Ｏ．３３０ｊ７０．３４３Ｏ１２．７６１３９７３０．１２９．７Ｏ－３６Ｏ－３９Ｏ＿３７表３异步风机组２ＯＭｗ并网，过渡电阻ｌ０５Ｑ时测距结果Ｔａｂｌｅ３Ｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｉｎｃａｓｅｏｆ２０ＭＷＳＣＩＧｗｉｎｄｆａｒｍｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎｓｗｉｔｈ１０５Ｑｆａｕｌｔｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ风场侧测距结果故障故障测距结果／ｋｍ电流相位／ｒａｄ点电压距离／负序等值阻抗负序零序相位／ｋｍ负序零序ｒａｄ原理原理２０７６４．７５１．１６／４７．８１．４８１．２Ｏ１．２５Ｉ４ｏ７６６＿２６／１．１７｜７２．６１．４９１＿２２１２７Ｉ６０７６６５９１．１７｜９９．６１．５２１．２５１．３Ｏｊ８ｏ７６５．７７１．１６｜１３Ｏ．１ｌ５７１．２９１．３４系统侧测距结果９０１２．７６１．３９７９４．７５５．４１２４１．３４１．２５【７０１２．７６１．３９７７３．４５０．７１．２６１＿３３１．２７５０１２．７６１．３９７５２．６３９．０１＿２９１．３４１ｌ３Ｏ３０１２．７６１．３９７３２．Ｏ２４．０１．３４１．３７１．３４＞吾墨＼瞧基霹区一６６．电力系统保护与控制表４异步风机组８０Ｍｗ并网，过渡电阻１０５Ｑ时测距结果Ｔａｂｌｅ４Ｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｉｎｃａｓｅｏｆ２０ＭＷＳＣＩＧｗｉｎｄｆａｒｍｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎｓｗｉｔｈ１０５Ｑｆａｕｌｔｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ风场侧测距结果故障故障测距结果／ｋｍ电流相位／ｒａｄ点电压距离／负序等值阻抗相位／负序零序ｋｍ负序零序ｒａｄ原理原理２０３４９．０１．１８５｝４３．７１．４９１．２５１－３０４０３４９．６１１．１９／６７．１１．５Ｏ１２６１．３１６０３４９．５４１．１９｜９１．９１５２１．２８１．３４８０３４８．７７１．１９／１ｌ８－３１．５６１３２１３７系统侧测距结果９０１２．７６１．３９７９９．３４９．７１．２８１－３９１．３Ｏ７０１２．７６／１．３９７７６．７４８．１１．２９１＿３７１－３１５０ｌ２．７６１．３９７５４．９３７．７１３２１．３７１．３４３０１２．７６１．３９７３３．６２３４１＿３６１．３９１ｌ３７在过渡电阻较小时，由电流相位拟合误差带来的测距误差整体较小，因此系统侧在使用零序和负序电流相位模拟测距时，均较为准确，负序测距的准确度更高。对于风场侧，零序测距的误差可以接受，而由于负序电流相位与故障点电压相位的差距较大，即使在过渡电阻仅为５Ｑ时，风场侧负序的测距结果误差也很大，测距结果不可信。比较表２与表３可见，当过渡电阻较大时，由于零序电流相位模拟的误差较大，较大的过渡电阻“”使得计算公式中的３。尺ｃｈｌＫ在过零点时的残余值变大，对测距带来很大的误差，无论是系统侧还是风场侧，利用零序电流相位模拟的测距结果已不可信。对于风场侧，由于负序电流相位与故障点电压相位的差值更大，使用当前的测距算法在迭代时已经无法得到测距结果。但是在过渡电阻较大时，系统侧的负序电流相位仍然可以较好地拟合故障点电压相位，因较大的过渡电阻带来的测距误差对比小过渡电阻时有所增加，误差仍在可接受范围内，因此从系统侧用负序电流相位拟合时，可以得到较好的测距结果。当鼠笼异步风机组并网容量为８０ＭＷ时，设置过渡电阻为１０５Ｑ，在不同故障距离时的测距结果如表４所示。对比表３可见，由于风电场容量变大，故障期间风场侧的负序等值阻抗减小，使得风场侧提供的负序电流在故障支路负序电流中的比例变大，也因此使系统侧的负序电流相位对故障点电压相位的拟合准确度下降，在高过渡电阻时使得系统侧利用负序电流相位拟合时的测距结果误差变大。２．２永磁型风电场并网线路故障测距性能分析永磁风电场并网输电线路上发生单相接地故障时，分别在风场侧及系统侧测量得的电压、电流变化情况如图４所示。ｆ／０ｒｄ１系统侧电流图４永磁机并网系统线路两端故障电压、电流波形Ｆｉｇ．４ＦａｕｌｔｃｕｒｒｅｎｔａｎｄｖｏｌｔａｇｅｗａｖｅｆｏｒｍｓｒｅｃｏｒｄｅｄａｔｔｗｏｔｅｒｍｉｎａｌｓｏｆｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅｃｏｎｎｅｃｔｅｄｗｉｔｈＰＭＳＧｗｉｎｄｆａｒｍ如２．１节分析所示，过渡电阻较小时对测距误差影响较小，因此如下分析均针对１０５Ｑ大过渡电阻情况。表５给出了２０Ｍｗ风场容量下故障测距结果。由表５可见，由于并网变流器的影响，永磁风场侧负序等值阻抗的幅值和阻抗角动态变化，且电力电子器件对故障期间电气量变化的影响较为复杂，受到整个控制策略中多个环节的影响。永磁机并网系统故障期间风场侧的负序等值阻抗虽然在变化，但是都远远大于系统侧的负序阻抗值，因此故障支路中的电流几乎全部由系统侧提供，永磁风场侧提供的负序电流值极小，系统侧的负序电流相位对故障点电压相位的拟合更准确。可见同样容量并网的异步风场和永磁风场，在高过渡电阻时，永磁风场并网的系统侧负序测距结果误差比异步风场并网时要小得多。在永磁风机大容量并网时，即使故＞幽蕈暮ｌ申蕃蠼区＞ｒ审蕈《峨袁冰，等风电场并网线路单相接地故障单端测距误差特性分析．６７一障时的负序等值阻抗值会下降，但其绝对数值仍然很大，系统侧的负序测距结果误差增大不多，仍较为可信。表５永磁风机组２０Ｍｗ并网，过渡电阻１０５Ｑ时测距结果Ｔａｂｌｅ５Ｆａｕｌｔ１ｏｃａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｉｎｃａｓｅｏｆ２０ＭＷＰＭＳＧｗｉｎｄｆａｒｍｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎｓｗｉｔｈ１Ｏ５ｆａｕｌｔｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ风场侧测距结果故障故障测距结果＆ａｎ电流相位／ｔａｄ点电压距离／负序等值阻抗相位／负序零序负序零序ｒａａｋｍ原理原理２０１９８２５１．６９１６７４７．６０．９４１．１９１．２５４０１０３４ｌ１．３５３．６７１．０１－３２１．２１１．２７６０４７０９９．０－３９｜９８．４３．Ｏ６１．２５ｌ３０８０１５５２５２．１１｜１２６．４０．６３１．２９１．３４系统仍测距结果９０１２．９５１３９９２＿２５８．２１．２４１．３４１－２５７０１２．９５１．３９７０６５２．０１．２６１＿３２１．２７５０１２．９５１３９５０．７３９．６１＿３Ｏｌ－３３１－３０３０１２．９５１３９３０－２２４．２１．３４１－３６１．３４由于永磁和异步两种风电场故障期间的零序网络是相同的，因此可见在风场并网容量和接地电阻相同时，使用零序电流相位模拟的测距结果近似相等。２．３双馈型风电场并网线路故障测距性能分析双馈风电场并网输电线路上发生单相接地故障时，分别在风场侧及系统侧测量得的电压、电流变化情况如图５所示。同样由于风场侧的正序和负序阻抗较零序阻抗大得多，此时风场侧的故障特性仍是以零序电流为主，三相电流幅值、相位相近，与异步机及永磁机并网系统的结果相似。表６、表７分别给出了２０ＭＷ、１００ＭＷ风场容量下过渡电阻１０５Ｑ下的故障测距结果。ｓ（ｄ）系统侧电流图５双馈机并网系统线路两端故障电压、电流波形Ｆｉｇ．５ＦａｕｌｔｃｕｒｒｅｎｔａｎｄｖｏｌｔａｇｅｗａｖｅｆｏｒｍｓｒｅｃｏｒｄｅｄａｔｔｗｏｔｅｒｍｉｎａｌｓｏｆｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅｃｏｎｎｅｃｔｅｄｗｉｔｈＤＦＩＧｗｉｎｄｆａｒｍ表６双馈风机组２０Ｍｗ并网，过渡电阻１０５Ｑ时测距结果Ｔａｂｌｅ６Ｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｉｎｃａｓｅｏｆ２０ＭＷＤＦＩＧｗｉｎｄｆａｒｍｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎｓｗｉｔｈ１０５Ｑｆａｕｌｔｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ风场侧测距结果故障故障测距结果／ｋｍ电流相位／ｒａｄ点电压距离／负序等值阻抗负序零序相位／ｋｍ负序零序ｒａｄ原理原理２０２ｌ３Ｏ０．５２｜４７．４２．１２１．１９１．２５４０２７０８／０．０７｜７１．９２．５８１．２２１．２７６０２９１０Ｏ．０３｜９８．１２．６５１．２５１－３Ｏ８０５１１９Ｏ．８ｌ｜ｌ３１１．９３１．２９１．３４系统侧测距结果９０１２．７８１．４１９５．７５６－３１．２３１．３４ｌ－２５——７０ｌ２．７８１．４１７４．２５１．７１－２６１３２１．２７ｆ５Ｏ１２．７８１．４１５３．１３９．５ｌ－２９１．３４１－３Ｏ３０１２．７８１．４１３０盘２４．６１．３４１＿３６１．３４表７双馈风机组１００Ｍｗ并网，过渡电阻１０５Ｑ时测距结果Ｔａｂｌｅ７Ｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｉｎｃａｓｅｏｆ１００ＭＷＤＦＩＧｗｉｎｄｆａｒｍｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎｓｗｉｔｈｌ０５Ｑｆａｕｌｔｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ风场侧测距结果故障点故障负序等值阻抗测距结果／ｋｍ电流相位／ｒａｄ电压相距离／位／ｒａｄ负序零序原负序零序ｋｍ原理理２０４４１０－３２｜４４．１２－３２１．２６１３２４０３８６０．４０｜６４．２２．２３１．２７１＿３３６０３４ｌＯ．５２／８８．７２．１２１３Ｏ１ｌ３５８０３６８０．５６｜１１６－３２．１２ｌ－３３ｌ－３８系统侧测距结果ｒ９０１２．７８１．４１４６．２ｌ２Ｏ．６１．４ｌ１．２５１－３２７０１２．７８／１．４１４７６９６．１１－３８１．２６１ｌ３３５０Ｉ２．７８１．４Ｉ３７．５６８．６１＿３８１．３０ｌ３５３０１２．７８１．４１２２．５４０．２１．４０ｌ－３５１－３８６４２０２４６《爨苣噻．６８电力系统保护与控制双馈并网系统的风场侧负序等值阻抗受到转子侧变流器控制的影响，在故障期问其幅值和阻抗角都在变化，且阻抗角与传统电源系统阻抗和输电线路阻抗的差别较大。对比表２可见，虽然故障期间双馈机并网系统风场侧的负序阻抗值较异步机并网系统风场侧的负序阻抗值要大，但双馈机系统侧利用负序电流相位拟合的测距结果误差还略大于异步机系统并网时的负序测距结果。由于故障支路中负序电流由风场侧及系统侧负序电流两部分组成，而两侧负序电流的幅值和相位受到两端负序阻抗及线路负序阻抗之和的影响。对于异步风场，虽然负序阻抗幅值较小，但是其阻抗角与线路阻抗角较为接近，因此异步机风场侧负序电流相位与系统侧负序电流相位相近，系统侧的负序电流相位可以更好地拟合故障支路电流相位。而双馈风场虽然负序阻抗幅值较大，但是其阻抗角与线路阻抗角相差较大，风场侧的负序总阻抗值的阻抗角与系统侧的负序总阻抗值阻抗角差距较大，使得系统侧负序电流相位对故障支路电流相位的拟合准确度下降，因此双馈风机并网系统发生故障时，系统侧的负序测距结果精度反而较差。由表７可见，在双馈风机组大容量并网时，由于风场容量增大，故障期间双馈风场侧的负序等值阻抗减小，同时其阻抗角与线路阻抗角和系统侧负序阻抗的阻抗角相差较大，使得系统侧的负序电流相位与故障点电压相位的差值较小容量并网时大得多。此时在系统侧使用负序电流相位拟合的测距结果误差变得非常大，测距结果不可信。同样，由于故障期间风场侧的零序等值阻抗近似不变，在风场并网容量和接地电阻相同时，双馈机风场侧使用零序电流相位模拟的测距结果与异步及永磁机风场相近。风场侧及系统侧的零序电流与故障点电压的相位差在两侧零序系统阻抗保持不变时，仅与故障距离有关。当系统侧的零序阻抗角接近线路阻抗角时，故障距离变化对风场侧零序电流与故障点电压相位差的影响较小，可以认为较为恒定。因此，后续研究可以考虑对在风场侧故障测距是进行统一的零序电流相位补偿，提高测距精度。３结论论文针对鼠笼异步、直驱永磁及感应双馈三种风机类型，量化分析了不同风机类型及风场并网容量对测距精度的影响及原因。异步风电场和永磁型风电场并网线路建议采用在系统侧利用负序电流相位拟合故障点电压相位的测距算法；针对双馈型风电场，在中性点不接地风场侧可以采用零序电流相位补偿的方式进行测距；从系统侧进行测距，在小容量的情况下可以基于负序电流相位拟合的测距算法；但对于大容量并网的情况下，无论采用负序还是零序电流相位拟合测距算法，精度都很差。虽然针对不同类型风电场采用不同测距地点、不同测距原理相配合的测距方案基本能满足工程需要，但是缺乏应用灵活性，自适应于不同类型风电场并网线路的故障测距新算法亟待研究。参考文献［１］葛耀中．新型继电保护和故障测距的原理与技术『Ｍ］．２版．西安：西安交通大学出版社，２００７．［２］何世恩，姚旭，徐善飞．大规模风电接入对继电保护的影响与对策ＬＪ】．电力系统保护与控制，２０１３，４１（１）：２１．２７．ＨＥＳｈｉｅｎ，ＹＡＯＸｕ，ＸＵＳｈａｎ￣ｉ．Ｉｍｐａｃｔｓｏｆｌａｒｇｅ－ｓｃａｌｅｗｉｎｄｐｏｗｅｒｉｎｔｅｇｒｍｉｏｎｏｎｒｅｌａｙｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓ￣ｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，—２０１３，４１（１）：２１２７．［３］孟昭军，王海潮，许晓彤．直驱式风电场并网动态等—值研究【Ｊｊ．电网与清洁能源，２０１５，３１（１）：８６９１．ＭＥＮＧＺｈａｏｊｕｎ，ＷＡＮＧＨａｉｃｈａｏ，ＸＵＸｉａｏｔｏｎｇ．Ｄｙｎａｍｉｃｅｑｕｉｖａｌｅｎｃｅｓｔｕｄｉｅｓｆｏｒｄｉｒｅｃｔ－ｄｒｉｖｅｗｉｎｄｆａｒｍｓ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍａｎｄＣｌｅａｎＥｎｅｒｇｙ，２０１５，３１（１）：８６．９１．［４］耿建昭，王宾，董新洲．利用单相跳闸后信息的输电线路单相接地单端精确测距方法【ＪＪ．电工技术学报，—２０１５，３０（１６）：１８４１９３．ＧＥＮＧＪｉａｎｚｈａｏ，ＷＡＮＧＢｉｎ，ＤＯＮＧＸｉｎｚｈｏｕ．Ａｎｏｖｅｌｏｎｅ．．ｔｅｒｍｉｎａｌｓｉｎｇｌｅ．．１ｉｎｅ４ｏ．．ｇｒｏｕｎｄｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎａｌｇｏｒｉｔｈｍ——ｉｎｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅｕｓｉｎｇｐｏｓｔ－ｓｉｎｇｌｅｐｈａｓｅｔｒｉｐｄａｔａ［Ｊ］．ＴｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｆＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｏｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙＳｏｃｉｅｔｙ，２０１５，—３０（１６）：１８４１９３．［５］王利平，王晓茹，王伟，等．输电线路故障测距实用算法研究【Ｊ】．电力系统保护与控制，２０１４，４２（１６）：５２．５８．ＷＡＮＧＬｉｐｉｎｇ，ＷＡＮＧＸｉａｏｒｕ，ＷＡＮＧＷｅｉ，ｅｔａ１．Ｓｔｕｄｙｏｆｆａｕｌｔｓｌｏｃａｔｉｏｎｕｔｉｌｉｚｉｎｇａｌｇｏｒｉｔｈｍｏｎｐｏｗｅｒｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅｓ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１４，—４２（１６）：５２５８．［６］王宾，董新洲，薄志谦．特高压长线路单端阻抗法单相接地故障测距ｆＪ］．电力系统自动化，２００９，３２（１４）：—２５２９．ＷＡＮＧＢｉｎ，ＤＯＮＧＸｉｎｚｈｏｕ，ＢＯＺｈｉｑｉａｎ．ＡｎｉｍｐｅｄａｎｃｅｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎａｌｇｏｒｉｔｈｍｆｏｒＵＨＶｌｏｎｇｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅｓ———ｗｉｔｈｓｉｎｇｌｅｌｉｎｅｔｏｇｒｏｕｎｄｆａｕｌｔｓ［Ｊ］．Ａｕｔｏｍａｔｉｏｎｏｆ—ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍｓ，２００９，３２（１４）：２５２９．［７］吴萍，张尧，基于单端电气量的故障测距算法ｆＪ１．电力系统及其自动化学报，２００３，１５（４）：５－７．袁冰，等风电场并网线路单相接地故障单端测距误差特性分析一６９ＷＵＰｉｎｇ，ＺＨＡＮＧＹａｏ．Ｌｏｃａｔｉｏｎｕｓｉｎｇｏｎｅ－ｔｅｒｍｉｎａｌ—ｄａｔａｆｏｒｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅ［Ｊ］．ＰｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆｔｈｅＣＳＵＥＰＳＡ，２００３，１５（４）：５－７．［８］王宾，董新洲，薄志谦．特高压交流长线路上零序电抗继电器的动作特性分析及改进［Ｊ］．电工技术学报，２００８，２３（１２）：６０－６４．ＷＡＮＧＢｉｎ，ＤＯＮＧＸｉｎｚｈｏｕ，ＢＯＺｈｉｑｉａｎ．ＡｎａｌｙｓｉｓａｎｄｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔｏｆｚｅｒｏｓｅｑｕｅｎｃｅｒｅａｃｔａｎｃｅｒｅｌａｙａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｉｎｕＨＶｌｏｎｇＡＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅｓ［Ｊ］．Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｆ—ＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｏｔｅｃｈｎｉｃａｌＳｏｃｉｅｔｙ，２００８．２３（１２）：６０６４．［９］张保会，王进，原博，等．风电接入对继电保护的影响——（四）风电场送出线路保护性能分析【Ｊ］．电力自动化设备，２０１３，３３（４）：１－５．ＺＨＡＮＧＢａｏｈｕｉ，ＷＡＮＧＪｉｎ，ＹＵＡＮＢｏ，ｅｔａ１．Ｉｍｐａｃｔｏｆｗｉｎｄｆａｒｍｉｎｔｅｇｒａｔｉｏｎｏｎｒｅｌａｙｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ（４）：ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｎａｌｙｓｉｓｆｏｒｗｉｎｄｆａｒｍｏｕｔｇｏｉｎｇｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ［Ｊ］．ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＡｕｔｏｍａｔｉｏｎＥｑｕｉｐｍｅｎｔ，２０１３，３３（４）：１－５．［１Ｏ］苏常胜，李风婷，武宇平．双馈风电机组短路特性及对保护整定的影响［ＪＪ＿电力系统自动化，２０１１，３５（６）：—８６９１．ＳＵＣｈａｎｇｓｈｅｎｇ，ＬＩＦｅｎｇｔｉｎｇ，ＷＵＹｕｐｉｎｇ．Ａｎａｎａｌｙｓｉｓｏｎｓｈｏｒｔ．ｃｉｒｃｕｉｔｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｏｆｗｉｎｄｔｕｒｂｉｎｅｄｒｉｖｅｎｄｏｕｂｌｙｆｅｄｉｎｄｕｃｔｉｏｎｇｅｎｅｒａｔｏｒａｎｄｉｔｓｉｍｐａｃｔｏｎｒｅｌａｙｓｅｔｔｉｎｇ［Ｊ］．ＡｕｔｏｍａｔｉｏｎｏｆＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍｓ，２０１１，—３５（６）：８６９１．［１１］张元，郝丽丽，戴嘉祺．风电场等值建模研究综述【Ｊ］．—电力系统保护与控制，２０１５，４３（６）：１３８１４５．ＺＨＡＮＧＹｕａｎ，ＨＡＯＬｉｌｉ，ＤＡＩＪｉａｑｉ．Ｏｖｅｒｖｉｅｗｏｆｔｈｅｅｑｕｉｖａｌｅｎｔｍｏｄｅｌｒｅｓｅａｒｃｈｆｏｒｗｉｎｄｆａｒｍｓ［Ｊ］．Ｐｏｗｅｒ—ＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１５，４３（６）：１３８１４５．［１２］文玉玲，晁勤，吐尔逊・依布拉音．风电场对电网继电保护的影响『Ｊ１．电网技术，２００８，３２（１４）：１５．１８．ＷＥＮＹｕｌｉｎｇ，ＣＨＡＯＱｉｎ，ＴＵＥＲＸＵＮＹｉｂｕｌａｙｉｎ．Ｉｍｐａｃｔｏｆｉｎｔｅｒｃｏｎｎｅｃｔｅｄｗｉｎｄｆａｒｍｏｎｐｏｗｅｒｓｙｓｔｅｍｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，２００８，３２（１４）：１５－１８．［１３］齐尚敏，李凤婷，何世恩，等．具有低电压穿越能力的集群接入风电场故障特性仿真研究［Ｊ］．电力系统保护—与控制，２０１５，４３（１４）：５５６２．ＱＩＳｈａｎｇｍｉｎ，ＬＩＦｅｎｇｔｉｎｇ，ＨＥＳｈｉｅｎ，ｅｔａ１．Ｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｆａｕｌｔｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｇｒｉｄ－ｃｏｎｎｅｃｔｅｄｌａｒｇｅｓｃａｌｅｗｉｎｄｆａｒｍｓｗｉｔｈＬＶＲＴｃａｐａｂｉｌｉｔｙ【Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎ—ａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１５，４３（１４）：５５６２．［ｚ４３裘愉涛，潘武略，倪传坤，等．风电场送出线等传变距离保护［Ｊ］．电力系统保护与控制，２０１５，４３（１２）：６１．６６．ＱＩＵＹｕｔａｏ，ＰＡＮＷｕｌｔｉｅ，ＮＩＣｈｕａｎｋｕｎ，ｅｔａ１．Ｅｑｕａｌ—ｔｒａｎｓｆｅｒｐｒｏｃｅｓｓｂａｓｅｄｄｉｓｔａｎｃｅｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｆｏｒｗｉｎｄｆａｒｍｏ￣ｇｏｉｎｇｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｌｉｎｅ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１５，４３（１２）：６１－６６．—收稿Ｂ期：２０１５－１０１１；—修回日期：２０１６－０１２０作者简介：袁冰（１９７７一），男，硕士，主要研究方向为电力系统—继电保护技术、运维检修技术等；Ｅｍａｉｌ：ｉｎｄｉｌｉｇｅｎｔ＠ｓｏｈｕ．ｃｏｒｎ王宾（１９７８－），男，通信作者，博士，副教授，主要研究方向为电力系统继电保护、智能变电站站域集成保护与控制技术、故障测距、高阻故障检测技术等；Ｅ．ｍａｉｌ：ｂｉｎｗ＿ｅｅ＠ｍａｉｌ．ｔｓｉｎｇｈｕａ．ｅｄｕ．ｃｎ陆元园（１９９２＿），女，硕士研究生，主要研究方向为风—电场并网保护与测距技术等。Ｅｍａｉｌ：ｌｙｙｔｈｕ＠ｑｑ．ｃｏｒｎ（编辑葛艳娜）