雙饋風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地故障單端測距分析

徐曉賓， 李鳳婷， 袁 冰， 劉錦英， 劉宗杰， 周偉績

(1. 新疆大學(xué)電氣工程學(xué)院， 新疆 烏魯木齊 830047；2. 國網(wǎng)山東省電力公司濟寧供電公司， 山東 濟寧 272023)

雙饋風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地故障單端測距分析

徐曉賓1， 李鳳婷1， 袁 冰2， 劉錦英2， 劉宗杰2， 周偉績1

(1. 新疆大學(xué)電氣工程學(xué)院， 新疆 烏魯木齊 830047；2. 國網(wǎng)山東省電力公司濟寧供電公司， 山東 濟寧 272023)

針對單相接地故障，風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線故障特性受風(fēng)電場運行方式、低電壓穿越策略等因素影響較大，傳統(tǒng)故障測距方法已不能很好地適用于風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線故障測距。為此，本文基于傳統(tǒng)單相接地短路解復(fù)數(shù)方程故障測距方法，研究了雙饋風(fēng)電場序阻抗特性，建模分析了雙饋風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線短路電流、電壓特性。基于零序網(wǎng)絡(luò)，指出了該方法在風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線故障測距中產(chǎn)生誤差的關(guān)鍵因素，并仿真研究了風(fēng)電場不同風(fēng)速和投運機組數(shù)對這種因素產(chǎn)生的影響，最后經(jīng)過迭代補償故障支路零序電流相位有效提高了測距精度。

雙饋風(fēng)電場； 單相接地； 零序網(wǎng)絡(luò)； 故障測距

1 引言

隨著風(fēng)電技術(shù)越來越成熟，風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線的輸送容量和電壓等級也不斷提高，其擔(dān)負(fù)輸送電能的任務(wù)更加重要。而風(fēng)電場高壓聯(lián)絡(luò)線單相接地故障發(fā)生概率最大，若能及時準(zhǔn)確定位線路故障，意義重大。目前眾多國內(nèi)外學(xué)者針對高壓輸電線路基于單端單相接地故障測距方面已做了大量工作[1-8]。單端法故障測距是通過利用一端的電氣量信息或是檢測一端的暫態(tài)行波量來實現(xiàn)故障定位，方法簡單，經(jīng)濟性好[1-3]。然而單端電氣量的采集受過渡電阻、系統(tǒng)對端阻抗、線路分布電容等因素影響較大[4]。行波法雖不受故障阻抗、系統(tǒng)運行方式等因素影響，但突變波頭的識別一直是研究的難點[5]。文獻(xiàn)[6]基于一端負(fù)序電流，擬合故障支路負(fù)序電流相位信息，并在故障點電壓瞬時過零點時得到測量阻抗，避免了過渡電阻的影響，在常規(guī)輸電線路中該方法能夠精確測距。文獻(xiàn)[7,8]則結(jié)合阻抗法與行波法測距的各自優(yōu)點，提出基于兩種方法的綜合單端測距方法，同樣達(dá)到了精確的測距效果。文獻(xiàn)[9]基于文獻(xiàn)[6]測距原理，立足于含風(fēng)電并網(wǎng)的雙端輸電系統(tǒng)零序網(wǎng)絡(luò)，分別從風(fēng)電場側(cè)與系統(tǒng)側(cè)補償零序電流相位，減小了對故障點電壓相位的擬合誤差，使得所提出的改進單端故障測距算法有效提高了測距精度。以上研究內(nèi)容大都是以常規(guī)電源為背景，針對高壓輸電線路故障測距出現(xiàn)的各種問題提出解決方法，實現(xiàn)故障點精確定位，少有考慮風(fēng)電接入的影響。然而不同于常規(guī)電源，針對單相接地故障，風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線故障特性因風(fēng)電場運行方式、低電壓穿越策略等因素的變化而變化，對于含風(fēng)電并網(wǎng)的雙端輸電系統(tǒng)，傳統(tǒng)故障測距方法在風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線故障測距中的適用性問題有待分析與解決。

本文首先闡述了基于傳統(tǒng)單相接地短路解復(fù)數(shù)方程故障測距方法的基本原理，并通過所搭建的含雙饋風(fēng)電場并網(wǎng)的雙端系統(tǒng)，分別從阻抗、短路電流、電壓三方面分析了雙饋風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地故障特性；分析研究了傳統(tǒng)解復(fù)數(shù)方程法在風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線中的故障測距適用性問題。針對風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地故障存在的測距誤差，通過迭代補償故障支路零序電流相位提高了測距精度。

2 傳統(tǒng)單相接地短路解復(fù)數(shù)方程故障測距方法

圖1為輸電線路單相系統(tǒng)故障示意圖?；趩味穗姎饬康膯蜗嘟拥囟搪方鈴?fù)數(shù)方程測距算法[1]的基本原理如下。

圖1 A相線路接地故障Fig.1 Ground fault at A phase line

設(shè)M端為測量端，Z1、Cjm、Rf分別為線路單位長度正序阻抗、M端的序電流分布系數(shù)(j=0,1,2表示零序、正序、負(fù)序)、過渡電阻；Ijmg、IjmH、Ijf、I0m、DmF、k分別為M端序電流故障分量、序電流負(fù)荷電流、故障支路序電流、M端零序電流、故障距離、阻抗補償系數(shù)。結(jié)合圖1，由單相接地故障理論分析可知：

(1)

(2)

(3)

(4)

3 雙饋風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地故障特性

3.1 雙饋風(fēng)電場序阻抗特性

圖2為含風(fēng)電并網(wǎng)的雙端電源系統(tǒng)。當(dāng)風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線K點發(fā)生單相接地故障時，風(fēng)電場側(cè)正負(fù)零序阻抗等值網(wǎng)絡(luò)[10,11]如圖3所示。圖3中,Xm為風(fēng)電機組勵磁電抗；Xb和XT分別為箱變和主變電抗；s為轉(zhuǎn)差率；故障期間，Rr和Rs分別為變化的定、轉(zhuǎn)子電阻，Xr和Xs分別為變化的定、轉(zhuǎn)子漏抗；受風(fēng)電場變壓器接線方式的影響，其零序網(wǎng)絡(luò)中僅包含主變阻抗。

圖2 風(fēng)電場并網(wǎng)系統(tǒng)示意圖Fig.2 Schematic diagram of wind farm integration system

圖3 風(fēng)電場三序阻抗等值網(wǎng)絡(luò)Fig.3 Equivalent three sequence impedance diagram of wind farm

由風(fēng)電場側(cè)正負(fù)序阻抗等值網(wǎng)絡(luò)可知，雙饋風(fēng)電場正負(fù)序等值阻抗都包含風(fēng)電場35/220kV主變、風(fēng)電場內(nèi)部35kV匯流線路、風(fēng)電場0.69/35kV箱變與雙饋風(fēng)電機組的阻抗，且兩者都受轉(zhuǎn)差率s影響[12]。并且仍與雙饋風(fēng)電機組低電壓穿越控制策略等因素有關(guān)[13]，同一雙饋風(fēng)電場的正負(fù)序等值阻抗隨其運行方式變化而變化，正負(fù)序電流分布系數(shù)幅角γ1m與γ2m相應(yīng)變化。圖3(c)中風(fēng)電場零序等值阻抗僅取決于主變電抗值，幾乎不隨風(fēng)電場狀態(tài)不同而改變，但風(fēng)電場等值零序阻抗角與線路阻抗角和系統(tǒng)側(cè)等值阻抗角都相差較大，同樣會影響零序電流分布系數(shù)幅角γ0m大小。雙饋風(fēng)電場的正、負(fù)、零序等值阻抗在幅角和幅值上都不同于常規(guī)電源，由于風(fēng)電場的接入，序電流分布系數(shù)幅角大小受到較大影響。若忽略幅角大小，將為測距帶來更大誤差。

3.2 雙饋風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地電流電壓故障特性

根據(jù)圖2，在PSCAD/EMTDC中搭建一雙饋風(fēng)電場并網(wǎng)的雙端輸電系統(tǒng)，此風(fēng)電場裝設(shè)18臺1.5MV雙饋風(fēng)電機組，額定風(fēng)速運行，經(jīng)箱變由690V升壓至35kV，多臺機組匯集到一條長5km的集電線路，送至主升壓變38.5kV/220kV,再經(jīng)60km聯(lián)絡(luò)線并入系統(tǒng)。聯(lián)絡(luò)線參數(shù)為：Z1=0.4248∠85.3°Ω/km，Z0=1.181∠75.2°Ω/km；系統(tǒng)等值阻抗為：ZS1=60∠86.4°Ω,ZS0=30.8∠76.3°Ω，風(fēng)電場主變參數(shù)為：變壓器短路電壓百分值Uk%=10.5%，額定容量SN=100MV·A。

對該系統(tǒng)進行單相(A相)接地故障特性分析，故障發(fā)生于風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線，發(fā)生時刻1.5s，持續(xù)0.1s，算例采用文獻(xiàn)[14]中的DFIG低電壓穿越策略，避免了雙饋風(fēng)電場的偏頻特性。風(fēng)電場與系統(tǒng)側(cè)短路電壓電流波形如圖4所示。

圖4 風(fēng)電場與系統(tǒng)側(cè)短路電壓、電流波形Fig.4 Short-circuit voltage and current waveforms of wind farm and system side

故障期間，圖4(a)顯示風(fēng)電場側(cè)與系統(tǒng)側(cè)故障電壓特性相似，由于發(fā)生單相接地故障，均是故障相電壓跌落；從序分量角度分析，圖4(b)表明與系統(tǒng)側(cè)提供的短路電流三序分量相比，由于風(fēng)電場等值零序阻抗遠(yuǎn)小于其等值正負(fù)序阻抗，導(dǎo)致風(fēng)電場側(cè)零序電流分量遠(yuǎn)大于正負(fù)序電流值，也使得圖4(c)中風(fēng)電場側(cè)三相短路電流故障A相與非故障B、C相電流相位幅值相差不大,而系統(tǒng)側(cè)則恰恰相反；相比于系統(tǒng)側(cè)的等值阻抗，風(fēng)電場側(cè)的正負(fù)序等值阻抗要大很多，因此從圖4(c)可以看出，風(fēng)電場提供的短路電流遠(yuǎn)小于系統(tǒng)側(cè)。而風(fēng)電場容量又通常遠(yuǎn)小于被接入系統(tǒng)短路容量，由此可知，風(fēng)電場表現(xiàn)出較為明顯的弱電源性，并通過式(3)影響測距結(jié)果。

3）經(jīng)費保障水平持續(xù)提高。2012年以來，國家財政性教育經(jīng)費連續(xù)五年占GDP超過4%，其中一半以上用于義務(wù)教育，一半以上用于中西部。至2016年，中央財政累計投入1336億元，帶動地方投入2500億元，其中52%用于義務(wù)教育。農(nóng)村小學(xué)生均公用經(jīng)費標(biāo)準(zhǔn)從10年前的10元提高到550元，初中由15元提高到750元。

4 雙饋風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地故障測距

4.1 風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地故障測距分析

基于第2節(jié)的單相接地短路解復(fù)數(shù)方程故障測距原理，考慮到雙饋風(fēng)電場正負(fù)序等值阻抗在故障期間受多種因素影響表現(xiàn)不穩(wěn)定，而零序等值阻抗較為固定，所以從風(fēng)電場并網(wǎng)系統(tǒng)故障零序網(wǎng)(如圖5所示)入手，進行風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地故障測距分析。

圖5 風(fēng)電場并網(wǎng)系統(tǒng)零序網(wǎng)絡(luò)Fig.5 Zero sequence network of wind farm integration system

圖5中，ZW0=RW0+jXW0,ZS0=RS0+jXS0，分別為風(fēng)電場與系統(tǒng)零序等值阻抗；ZWL0,ZSL0為故障點距風(fēng)電場側(cè)與系統(tǒng)側(cè)阻抗，且ZSL0=Z0DnF,ZWL0=Z0(DL-DnF),其中DL為兩端系統(tǒng)間輸電線路總長，DnF為故障點到系統(tǒng)側(cè)的故障距離。以系統(tǒng)側(cè)為測量端，測距公式為：

(5)

(6)

(7)

式中，C0n為系統(tǒng)側(cè)測量端電流分布系數(shù)；γ0n為C0n幅角。

針對含雙饋風(fēng)電接入的雙端輸電系統(tǒng)，在風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線發(fā)生單相接地故障期間，雙饋風(fēng)電場側(cè)系統(tǒng)零序等值阻抗在幅角和幅值上與常規(guī)電源系統(tǒng)側(cè)存在較大差異，這將嚴(yán)重影響序電流分布系數(shù)幅角大小。而這種影響則體現(xiàn)在系統(tǒng)側(cè)零序電流與故障支路零序電流相位差和兩端系統(tǒng)零序電流相位差變化上。若忽略幅角，測距精度將受到較大影響。

高壓輸電線路通常高電阻接地短路發(fā)生的概率較小[15]，本文針對低電阻接地情況展開研究，算例中Rf取10Ω，按常規(guī)線路測距方式視C0n為實數(shù)，則測量端分別在風(fēng)電場側(cè)與系統(tǒng)側(cè)的測距結(jié)果如表1所示。

對高壓輸電線路一般相對誤差要求不大于1%[1,4]。對表1分析可知，針對單相接地故障，在風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線故障定位中忽視γ0n大小，風(fēng)電場側(cè)測距誤差明顯較大，遠(yuǎn)不符合工程要求；系統(tǒng)側(cè)雖測距結(jié)果較好于風(fēng)電場側(cè)，但隨著故障點越靠近風(fēng)電場側(cè)，由于受風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地短路故障特性的影響，系統(tǒng)側(cè)測距精度也顯著下降。

表1 雙饋風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線故障測距結(jié)果Tab.1 Fault location simulation results in tie-line with DFIG wind farm connecting

在不同的故障距離下，仿真研究兩端系統(tǒng)零序電流相位差和測量端與故障支路零序電流相位差(取絕對值)，結(jié)果如圖6和圖7所示。

圖6 測量端和故障支路零序電流相位差與故障距離關(guān)系Fig.6 Relation of fault distance and phase difference between zero sequence current of measuring end and fault branch

圖7 兩端系統(tǒng)零序電流相位差與故障距離關(guān)系Fig.7 Relationship between zero sequence phase difference of two sides system and fault distance

由圖6和圖7可以看出，無論是測量端在風(fēng)電場側(cè)還是系統(tǒng)側(cè)，測量端和故障支路零序電流相位差與兩端系統(tǒng)零序電流相位差整體都較大，并隨著故障點越靠近風(fēng)電場，兩者數(shù)值成增長趨勢。由于風(fēng)電場側(cè)等值零序阻抗角與線路阻抗角相差較大，故障點越接近風(fēng)電場，由式(7)可知，這種差值對γ0n影響就越大，即對系統(tǒng)側(cè)所測零序電流與故障支路零序電流相位差影響就越大，故障點越接近系統(tǒng)側(cè)，這種影響就越??；由于系統(tǒng)側(cè)等值阻抗角與線路阻抗角相差較小，風(fēng)電場側(cè)所測零序電流與故障支路零序電流相位差受故障距離的影響不大。

結(jié)合表1的測距結(jié)果可知，系統(tǒng)側(cè)為測量端、故障距離小于30km時，系統(tǒng)側(cè)零序電流與故障支路零序電流相位差較小，相對測距誤差未達(dá)到1%，當(dāng)故障距離再增大時相位差變大，測距誤差也相應(yīng)變大；在風(fēng)電場側(cè)為測量端時，所測零序電流與故障支路零序電流相位差都較大，測距誤差都無法滿足工程要求。顯然不同于傳統(tǒng)的兩端電源系統(tǒng)，應(yīng)用這種解復(fù)數(shù)方程測距原理已不能忽視C0n的幅角來近似測距。

另一方面，風(fēng)電場因風(fēng)速與投運機組數(shù)的變化，其輸出的短路電流也會不同。為此同樣以系統(tǒng)側(cè)為測量端，研究風(fēng)電場在不同風(fēng)速和投運機組數(shù)的運行工況下，對測量端與故障支路零序電流相位差產(chǎn)生的影響，結(jié)果如圖8和圖9所示。

圖8 測量端和故障支路零序電流相位差與風(fēng)速關(guān)系Fig.8 Relation of wind speed and phase difference between zero sequence current of measuring terminal and fault branch

圖9 測量端和故障支路零序電流相位差 與投運機組數(shù)關(guān)系Fig.9 Relation of number of DFIG in operation and phase difference between zero sequence current of measuring terminal and fault branch

仿真結(jié)果表明，風(fēng)電場在不同運行方式下風(fēng)速和投運機組數(shù)對測量端與故障支路零序電流相位差的影響很小。表明這種相位差更多取決于風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地零序阻抗特性。

4.2 風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線故障測距迭代補償

基于4.1節(jié)分析可知，在雙饋風(fēng)電場并網(wǎng)的雙端輸電系統(tǒng)中，通過零序電流分配系數(shù)幅角補償故障支路零序電流相位，可以優(yōu)化測距結(jié)果。這里考慮到風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線故障特性的特殊性，選用故障特征更為符合常規(guī)電源的系統(tǒng)側(cè)作為測量端,采用4.1節(jié)的風(fēng)電場并網(wǎng)算例。由式(7)可得，幅角γn0與故障距離DnF函數(shù)關(guān)系為：

(8)

在零序網(wǎng)絡(luò)中，由于XS0R-XRS0>0，幅角γn0與故障距離DnF成增函數(shù)關(guān)系[1]。為此在計算故障距離時以Cn0為實數(shù)，計算出誤差結(jié)果DnF0，代入式(8)，所得γn01用于補償故障支路零序電流相位，并由式(5)求得DnF1，再代入式(8)，不斷迭代補償故障支路零序電流相位，而所測距離DnFn會不斷向真實距離逼近，最終滿足DnFn-DnF(n-1)<ε，迭代過程結(jié)束，從而提高了測距精度。表2為風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相故障時對系統(tǒng)側(cè)迭代補償后的測距結(jié)果。相比表1，該方法減小了測距誤差。

表2 系統(tǒng)側(cè)迭代補償后的測距結(jié)果Tab.2 Fault location final results after iterative compensation to initial results in system side

圖10為通過迭代得到最終逼近真實值的故障距離所得的零序電流分布系數(shù)幅角，用于補償故障支路零序電流相位。其中虛線為經(jīng)迭代后故障距離為52km、測距誤差達(dá)到1%時的分界線，在故障距離大于52km時，測距誤差略大于1%，可見雖然整體上通過迭代補償故障支路零序電流相位可有效提高測距精度，但故障點越接近于風(fēng)電場這種迭代效果越有限。

圖10 γn0與測量端和故障支路零序 電流相位差的對比關(guān)系Fig.10 Comparison of γn0 and phase difference between zero sequence current of measuring terminal and the fault branch

5 結(jié)論

本文通過建模仿真研究了雙饋風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地故障時，風(fēng)電場在序阻抗、短路電流、電壓三方面的故障特性?；诹阈蚓W(wǎng)絡(luò)，將傳統(tǒng)解復(fù)數(shù)方程測距方法應(yīng)用于雙饋風(fēng)電場聯(lián)絡(luò)線單相接地故障測距中，結(jié)果證明測量端無論在風(fēng)電場側(cè)還是系統(tǒng)側(cè)測距誤差都難以滿足精度要求。進而結(jié)合風(fēng)電場故障特性分析出導(dǎo)致測距誤差的關(guān)鍵因素在于測量端與故障支路零序電流相位差。以故障特征更為接近常規(guī)電源的系統(tǒng)側(cè)為測量端，證實了風(fēng)電場運行風(fēng)速和投入機組數(shù)對測量端與故障支路零序電流相位差值影響不大，并利用零序電流分布系數(shù)幅角γn0與故障距離DnF成增函數(shù)關(guān)系,通過迭代補償故障支路零序電流相位，有效提高了測距精度。同時指出故障點越接近于風(fēng)電場，這種迭代效果越有限。

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Analysis of single-terminal fault location in DFIG wind farm tie-line

XU Xiao-bin1, LI Feng-ting1, YUAN Bing2, LIU Jin-ying2,LIU Zong-jie2, ZHOU Wei-ji1

(1. Electrical Engineering College, Xinjiang University, Urumqi 830047, China;2. Jining Power Supply Company, State Grid Shandong Electric Power Company, Jining 272023,China)

The single phase to ground fault characteristics of wind farm tie line are affected strongly by wind farm operation mode, low voltage ride through (LVRT) strategy, and so on, so that traditional fault location methods cannot be applied to the wind farm tie line. According to a traditional fault location method of solving complex equation, impedance characteristics of doubly fed wind farm tie line was studied. Based on PSCAD/EMTDC, a simulation mode of doubly fed wind farm tie line were established, and its short circuit current and voltage characteristics were analyzed through simulation. Based on the zero sequence network of the doubly fed wind farm tie line, the key factor of introducing error when adopting the proposed method was indicated, the influences on the factor under different wind speed and different number of operating wind turbines were studied through simulation, and the accuracy of fault location was effectively improved by iterative compensating zero sequence current of the fault branch.

DFIG wind farm; single-phase earth fault; zero sequence network; fault location

2016-04-01

國家自然科學(xué)基金項目(51267019)

徐曉賓(1990-)， 男， 河北籍， 碩士研究生， 研究方向為可再生能源并網(wǎng)技術(shù)與電力系統(tǒng)繼電保護； 李鳳婷(1965-)， 女， 河北籍， 教授， 博導(dǎo)， 博士， 研究方向為間歇性源荷接入系統(tǒng)的運行控制與保護。

TM773

A

1003-3076(2017)01-0066-07