CN115085164B - 风场送出站交互式保护方法和系统 - Google Patents

风场送出站交互式保护方法和系统 Download PDF

Info

Publication number
CN115085164B
CN115085164B CN202210874133.6A CN202210874133A CN115085164B CN 115085164 B CN115085164 B CN 115085164B CN 202210874133 A CN202210874133 A CN 202210874133A CN 115085164 B CN115085164 B CN 115085164B
Authority
CN
China
Prior art keywords
sending
frequency
fault
wind field
line
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202210874133.6A
Other languages
English (en)
Other versions
CN115085164A (zh
Inventor
马静
赵文越
李佳伦
张宇锋
居来提·阿不力孜
袁文海
何峰
裘愉涛
赵青春
王风光
徐成斌
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
State Grid Xinjiang Electric Power Co Ltd Urumqi Power Supply Co
State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
North China Electric Power University
NR Electric Co Ltd
CYG Sunri Co Ltd
Original Assignee
State Grid Xinjiang Electric Power Co Ltd Urumqi Power Supply Co
State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
North China Electric Power University
NR Electric Co Ltd
CYG Sunri Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by State Grid Xinjiang Electric Power Co Ltd Urumqi Power Supply Co, State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd, North China Electric Power University, NR Electric Co Ltd, CYG Sunri Co Ltd filed Critical State Grid Xinjiang Electric Power Co Ltd Urumqi Power Supply Co
Priority to CN202210874133.6A priority Critical patent/CN115085164B/zh
Publication of CN115085164A publication Critical patent/CN115085164A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN115085164B publication Critical patent/CN115085164B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H7/00—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
    • H02H7/26—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured
    • H02H7/261—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured involving signal transmission between at least two stations
    • H02H7/263—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured involving signal transmission between at least two stations involving transmissions of measured values
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R27/00—Arrangements for measuring resistance, reactance, impedance, or electric characteristics derived therefrom
    • G01R27/02—Measuring real or complex resistance, reactance, impedance, or other two-pole characteristics derived therefrom, e.g. time constant
    • G01R27/08—Measuring resistance by measuring both voltage and current
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
    • G01R31/081—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors
    • G01R31/085—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors in power transmission or distribution lines, e.g. overhead
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H1/00—Details of emergency protective circuit arrangements
    • H02H1/0007—Details of emergency protective circuit arrangements concerning the detecting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H7/00—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
    • H02H7/26—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured
    • H02H7/261—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured involving signal transmission between at least two stations
    • H02H7/262—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured involving signal transmission between at least two stations involving transmissions of switching or blocking orders
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

本发明涉及一种风场送出站交互式保护方法及系统，属于风场送出线路故障检测及保护技术领域，解决了现有保护技术难以识别直驱风电送出线路故障的问题。该方法包括：故障发生后，采集送出线路两侧保护安装处的电压、电流高频分量；所述送出线路两侧分为风场侧和系统侧；基于送出线路风场侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路风场侧的1模高频等效电阻值；基于送出线路系统侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路系统侧的1模高频等效电阻值；基于风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别，当故障判别结果为送出线路发生区内故障时，保护跳闸。该方法有效解决了现有保护技术难以识别直驱风电送出线路故障的问题。

Description

风场送出站交互式保护方法和系统
技术领域
本发明涉及风场送出线路故障检测及保护技术领域，尤其涉及一种风场送出站交互式保护方法和系统。
背景技术
为顺应能源变革的历史进程和发展规律，实现碳达峰目标和碳中和愿景，作为可再生能源的风电得到了大规模的开发和利用。直驱风电机组作为目前风电市场上的主流机型之一，装机台数以及并网容量正逐年增高。
与传统交流系统相比，风电送出工程投入运行后，电力系统的送端结构发生了变化，系统安全稳定运行面临严峻挑战。从送端电网看，当直驱风电送出系统发生送端（送出线路）故障时，风电机组代替传统同步电源成为产生故障电流的新主力，其短路电流暂态过程不再是单纯的受电磁物理约束，转变为电磁物理与非线性受控的双重约束，故障暂态过程与风机变流器控制策略及其参数密切相关，短路电流幅值受电力电子设备过流耐受能力限制而降低。受换流器控制策略等的影响，其故障暂态响应特征发生变化，表现为幅值受限、频率非工频、相角受控等，与同步电源存在较大差异。这将导致基于原有故障特征的保护方法对系统送端线路故障的适用范围大大缩小。
发明内容
鉴于上述的分析，本发明实施例旨在提供一种风场送出站交互式保护方法和系统，用以解决现有保护技术难以识别直驱风电送出线路故障的问题。
一方面，本发明提供了一种风场送出站交互式保护方法，包括：
故障发生后，采集送出线路两侧保护安装处的电压、电流高频分量；所述送出线路两侧分为风场侧和系统侧；
基于送出线路风场侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路风场侧的1模高频等效电阻值；
基于送出线路系统侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路系统侧的1模高频等效电阻值；
基于风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别，当故障判别结果为送出线路发生区内故障时，保护跳闸。
在上述方案的基础上，本发明还做出了如下改进：
进一步，所述基于风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别，包括：
若风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值均小于0，则故障判别结果
为送出线路发生区内故障；
若风场侧的1模高频等效电阻值大于0、系统侧的1模高频等效电阻值小于0，则故障判别结果为送出线路发生风场侧的区外故障；
若风场侧的1模高频等效电阻值小于0、系统侧的1模高频等效电阻值大于0，故障判别结果为送出线路发生系统侧的区外故障。
进一步，所述获取送出线路风场侧的1模高频等效电阻值，执行：
基于每一采样点的送出线路风场侧保护安装处的电压、电流高频分量，得到相应采样点的送出线路风场侧保护安装处的1模高频电压、电流；
基于故障后的半个周期内所有采样点的送出线路风场侧保护安装处的1模高频电压、电流，得到风场侧的1模高频等效电阻值。
进一步，第
Figure 760235DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路风场侧保护安装处的1模高频电压
Figure 474113DEST_PATH_IMAGE002
、1模高频电流
Figure 253850DEST_PATH_IMAGE003
分别表示为：
Figure 383480DEST_PATH_IMAGE004
（1）
Figure 994590DEST_PATH_IMAGE005
（2）
其中，
Figure 551473DEST_PATH_IMAGE006
、
Figure 615244DEST_PATH_IMAGE007
、
Figure 548565DEST_PATH_IMAGE008
分别表示第
Figure 263449DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路风场侧保护安装处的A、B、C相电压高频分量；
Figure 991234DEST_PATH_IMAGE009
、
Figure 542301DEST_PATH_IMAGE010
、
Figure 279313DEST_PATH_IMAGE011
分别表示第
Figure 537119DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路风场侧保护安装处的A、B、C相电流高频分量；
风场侧的1模高频等效电阻值
Figure 763701DEST_PATH_IMAGE012
表示为：
Figure 739747DEST_PATH_IMAGE013
（3）
其中，
Figure 811608DEST_PATH_IMAGE014
表示故障后的一个采样周期内采样点总数。
进一步，所述获取送出线路系统侧的1模高频等效电阻值，执行：
基于每一采样点的送出线路系统侧保护安装处的电压、电流高频分量，得到相应采样点的送出线路系统侧保护安装处的1模高频电压、电流；
基于故障后的半个周期内所有采样点的送出线路系统侧保护安装处的1模高频电压、电流，得到系统侧的1模高频等效电阻值。
进一步，第
Figure 455079DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路系统侧保护安装处的1模高频电压
Figure 524666DEST_PATH_IMAGE015
、1模高频电流
Figure 801058DEST_PATH_IMAGE016
分别表示为：
Figure 614293DEST_PATH_IMAGE017
（4）
Figure 909008DEST_PATH_IMAGE018
（5）
其中，
Figure 680655DEST_PATH_IMAGE019
、
Figure 365715DEST_PATH_IMAGE020
、
Figure 44958DEST_PATH_IMAGE021
分别表示第
Figure 131862DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路系统侧保护安装处的A、B、C相电压高频分量；
Figure 871148DEST_PATH_IMAGE022
、
Figure 43504DEST_PATH_IMAGE023
、
Figure 510126DEST_PATH_IMAGE024
分别表示第
Figure 717116DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路系统侧保护安装处的A、B、C相电流高频分量；
系统侧的1模高频等效电阻值
Figure 830566DEST_PATH_IMAGE025
表示为：
Figure 552534DEST_PATH_IMAGE026
（6）。
进一步，所述方法还包括：
当故障判别结果为送出线路发生区外故障时，保护不动作。
进一步，所述高频分量为第11次谐波的分量。
另一方面，本发明提供了一种风场送出站交互式保护系统，包括：
数据采集模块，用于在故障发生后采集送出线路两侧保护安装处的电压、电流高频分量；所述送出线路两侧分为风场侧和系统侧；
1模高频等效电阻值获取模块，用于基于送出线路风场侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路风场侧的1模高频等效电阻值；还用于基于送出线路系统侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路系统侧的1模高频等效电阻值；
故障判别模块，基于风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别；
保护启动模块，用于当故障判别结果为送出线路发生区内故障时，保护跳闸。
在上述方案的基础上，还做出了如下改进：
进一步，在所述故障判别模块中，基于风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别，包括：
若风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值均小于0，则故障判别结果
为送出线路发生区内故障；
若风场侧的1模高频等效电阻值大于0、系统侧的1模高频等效电阻值小于0，则故障判别结果为送出线路发生风场侧的区外故障；
若风场侧的1模高频等效电阻值小于0、系统侧的1模高频等效电阻值大于0，故障判别结果为送出线路发生系统侧的区外故障。
与现有技术相比，本发明至少可实现如下有益效果之一：
本发明提供的风场送出站交互式保护方法和系统，具备如下优势：
第一，本发明通过采集并处理送出线路两侧保护安装处的电压、电流高频分量，得到风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值；并通过对风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别，当故障判别结果为送出线路发生区内故障时，保护跳闸。上述过程根据风电机组谐波特性，充分利用高频分量的敏感特性，能够实现送出线路故障类别的快速、准确判定，很好地解决了现有保护技术难以识别直驱风电送出线路故障的问题，提高了直驱风场送出系统的可靠性和稳定性。
第二，本发明充分考虑故障后风场网侧变流器在不同导通工况下的拓扑结构，构建了直驱风场送出系统的1模高频等效模型，给出了风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值的计算公式，避免了风场控制策略对保护产生影响。
本发明中，上述各技术方案之间还可以相互组合，以实现更多的优选组合方案。本发明的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分优点可从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过说明书以及附图中所特别指出的内容中来实现和获得。
附图说明
附图仅用于示出具体实施例的目的，而并不认为是对本发明的限制，在整个附图中，相同的参考符号表示相同的部件;
图1为本发明实施例1中风场送出站交互式保护方法的流程图；
图2为本发明实施例1中直驱风电送出系统接线图；
图3为本发明实施例1中直驱风机网侧变流器的结构图；
图4为本发明实施例1中送出线路风电侧的时域1模模型；
图5为本发明实施例1中出线路风电侧的高频1模模型；
图6为本发明实施例1中送出线路系统侧高频1模模型；
图7为本发明实施例1中区内故障时送出系统的1模高频模型；
图8为本发明实施例1中风场侧发生区外故障时的送出系统1模高频模型；
图9为本发明实施例1中系统侧发生区外故障时的送出系统1模高频模型
图10为本发明实施例2中风场送出站交互式保护系统的结构示意图；
图11为本发明实施例3中山西源端电网系统仿真模型；
图12为本发明实施例3中送出线路50%处经不同过渡电阻故障时的风场侧1模等效电阻计算值；
图13为本发明实施例3中送出线路50%处经不同过渡电阻故障时的系统侧1模等效电阻计算值；
图14为本发明实施例3中送出线路不同位置处故障时的风场侧1模等效电阻计算值；
图15为本发明实施例3中送出线路不同位置处故障时的系统侧1模等效电阻计算值；
图16为本发明实施例3中送出线路风场侧经不同过渡电阻故障时的风场侧1模等效电阻计算值；
图17为本发明实施例3中送出线路风场侧经不同过渡电阻故障时的系统侧1模等效电阻计算值；
图18为本发明实施例3中送出线路系统侧经不同过渡电阻故障时的风场侧1模等效电阻计算值；
图19为本发明实施例3中送出线路系统侧经不同过渡电阻故障时的系统侧1模等效电阻计算值。
具体实施方式
下面结合附图来具体描述本发明的优选实施例，其中，附图构成本申请一部分，并与本发明的实施例一起用于阐释本发明的原理，并非用于限定本发明的范围。
实施例1
本发明的一个具体实施例1，公开了一种风场送出站交互式保护方法，流程图如图1所示，包括以下步骤：
步骤S1：故障发生后，采集送出线路两侧保护安装处的电压、电流高频分量；所述送出线路两侧分为风场侧和系统侧；
步骤S2：基于送出线路风场侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路风场侧的1模高频等效电阻值；
步骤S3：基于送出线路系统侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路系统侧的1模高频等效电阻值；
步骤S4：基于风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别，当故障判别结果为送出线路发生区内故障时，保护跳闸。
此外，该方法还可以包括：
步骤S5：当故障判别结果为送出线路发生区外故障时，保护不动作。
需要说明的是，实际实施过程中，步骤S2、S3需要同步进行，只有同时获取到风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值，才可以执行步骤S4中的故障判别。
在步骤S2中，具体执行以下操作：
步骤S21：基于每一采样点的送出线路风场侧保护安装处的电压、电流高频分量，得到相应采样点的送出线路风场侧保护安装处的1模高频电压、电流；其中，第
Figure 511263DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路风场侧保护安装处的1模高频电压
Figure 572760DEST_PATH_IMAGE002
、1模高频电流
Figure 653848DEST_PATH_IMAGE003
分别表示为：
Figure 800796DEST_PATH_IMAGE004
（1）
Figure 625532DEST_PATH_IMAGE005
（2）
其中，
Figure 541536DEST_PATH_IMAGE006
、
Figure 731209DEST_PATH_IMAGE007
、
Figure 178502DEST_PATH_IMAGE008
分别表示第
Figure 479033DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路风场侧保护安装处的A、B、C相电压高频分量；
Figure 577439DEST_PATH_IMAGE009
、
Figure 672434DEST_PATH_IMAGE010
、
Figure 856291DEST_PATH_IMAGE011
分别表示第
Figure 226092DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路风场侧保护安装处的A、B、C相电流高频分量；
步骤S22：基于故障后的半个周期内所有采样点的送出线路风场侧保护安装处的1模高频电压、电流，得到风场侧的1模高频等效电阻值。
具体地，风场侧的1模高频等效电阻值
Figure 851108DEST_PATH_IMAGE012
表示为：
Figure 444901DEST_PATH_IMAGE013
（3）
其中，
Figure 53737DEST_PATH_IMAGE014
表示故障后的一个采样周期内采样点总数。
在步骤S3中，具体执行以下操作：
步骤S31：基于每一采样点的送出线路系统侧保护安装处的电压、电流高频分量，得到相应采样点的送出线路系统侧保护安装处的1模高频电压、电流；其中，第
Figure 961650DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路系统侧保护安装处的1模高频电压
Figure 18336DEST_PATH_IMAGE015
、1模高频电流
Figure 720713DEST_PATH_IMAGE016
分别表示为：
Figure 816845DEST_PATH_IMAGE017
（4）
Figure 325187DEST_PATH_IMAGE018
（5）
其中，
Figure 924796DEST_PATH_IMAGE019
、
Figure 63653DEST_PATH_IMAGE020
、
Figure 443819DEST_PATH_IMAGE021
分别表示第
Figure 427955DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路系统侧保护安装处的A、B、C相电压高频分量；
Figure 413229DEST_PATH_IMAGE022
、
Figure 519725DEST_PATH_IMAGE023
、
Figure 324870DEST_PATH_IMAGE024
分别表示第
Figure 378277DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路系统侧保护安装处的A、B、C相电流高频分量；
步骤S32：基于故障后的半个周期内所有采样点的送出线路系统侧保护安装处的1模高频电压、电流，得到系统侧的1模高频等效电阻值。
具体地，系统侧的1模高频等效电阻值
Figure 765527DEST_PATH_IMAGE025
表示为：
Figure 246187DEST_PATH_IMAGE026
（6）。
在步骤S4中，执行以下过程：
若风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值均小于0，则故障判别结果
为送出线路发生区内故障；
若风场侧的1模高频等效电阻值大于0、系统侧的1模高频等效电阻值小于0，则故障判别结果为送出线路发生风场侧的区外故障；
若风场侧的1模高频等效电阻值小于0、系统侧的1模高频等效电阻值大于0，故障判别结果为送出线路发生系统侧的区外故障。
在本实施例中，依据风电机组谐波特性，机组特征谐波为6q±1次，且谐波次数越大、谐波含量越小，综合考虑本发明取第11次谐波次数，即q取2。此时，所选取的高频分量为第11次谐波的分量。
下面，对本实施例中方案的原理进行如下说明：
首先，分析直驱风场网侧变流器的拓扑结构，得到送出线路风场侧的1模高频模型。
具体地，图2为直驱风电场送出系统接线图。图3为图2中第
Figure 273048DEST_PATH_IMAGE027
台直驱风机网侧变流器的结构图，
Figure 926884DEST_PATH_IMAGE027
从1到
Figure 621170DEST_PATH_IMAGE028
，
Figure 7152DEST_PATH_IMAGE028
表示直驱风机的总台数。本发明采用频域下矢量分析，其中，
Figure 849206DEST_PATH_IMAGE029
为直流电容；
Figure 244416DEST_PATH_IMAGE030
和
Figure 527629DEST_PATH_IMAGE031
为变流器侧电阻和电感；
Figure 615671DEST_PATH_IMAGE032
和
Figure 679442DEST_PATH_IMAGE033
为网侧电阻和电感；
Figure 612763DEST_PATH_IMAGE034
为滤波电容；
Figure 16062DEST_PATH_IMAGE035
为滤波器的阻尼电阻。
Figure 321011DEST_PATH_IMAGE036
、
Figure 809761DEST_PATH_IMAGE037
、
Figure 546773DEST_PATH_IMAGE038
为从网侧变流器流出的三相电流；
Figure 866896DEST_PATH_IMAGE039
、
Figure 296740DEST_PATH_IMAGE040
、
Figure 7207DEST_PATH_IMAGE041
为流经阻尼电阻和滤波电容的三相电流；
Figure 344647DEST_PATH_IMAGE042
、
Figure 988118DEST_PATH_IMAGE043
、
Figure 57706DEST_PATH_IMAGE044
为流入主变流器二次侧三相电流；
Figure 583365DEST_PATH_IMAGE045
、
Figure 662179DEST_PATH_IMAGE046
、
Figure 894577DEST_PATH_IMAGE047
为LCL滤波器对地三相电压；
Figure 948115DEST_PATH_IMAGE048
、
Figure 164333DEST_PATH_IMAGE049
、
Figure 781259DEST_PATH_IMAGE050
为风场主变流器二次侧三相电压，
Figure 133743DEST_PATH_IMAGE051
为直流电容两端电压。
直驱风机网侧变流器为三相电压型PWM逆变器，在正常运行时，相邻序号的IGBT相差
Figure 873029DEST_PATH_IMAGE052
导通，每个IGBT导通持续时间为180°，因此每个时刻都为相邻序号的三个桥臂处于导通状态。当送出线路发生故障时，IGBT和二极管的导通工况由PWM的电压以及流经网侧换流器的三相电流决定。由于连接在同一相的上下两桥臂互补导通，因此故障时导通工况与正常时相似，仍为相邻序号的三个桥臂导通。
以网侧换流器的桥臂1、2、3导通为例，构建直驱风机网侧变流器的高频模型。由图2可知，此时网侧变流器三相电压电流的关系式为：
Figure 45384DEST_PATH_IMAGE053
（7）
Figure 466001DEST_PATH_IMAGE054
（8）
Figure 735309DEST_PATH_IMAGE055
（9）
其中，
Figure 317600DEST_PATH_IMAGE056
，
Figure 242830DEST_PATH_IMAGE057
为第
Figure 263876DEST_PATH_IMAGE058
台风机的网侧换流器负极对地电压，
Figure 325373DEST_PATH_IMAGE059
表示角频率。
当直驱风电机组处于其他三个相邻序号的桥臂导通时，其三相电压电流关系式具有类似的形式。
由图2可知，直驱风场流入风场主变压器二次侧的三相电流为：
Figure 609724DEST_PATH_IMAGE060
（10）
由于风电场主变压器的接线结构为Ynd11，变压器两侧的三相电压电流满足以下关系式：
Figure 68256DEST_PATH_IMAGE061
（11）
Figure 565096DEST_PATH_IMAGE062
（12）
则有，送出线路风场端保护安装处三相电压为：
Figure 746679DEST_PATH_IMAGE063
（13）
式中，
Figure 998669DEST_PATH_IMAGE064
为风场主变压器变比，
Figure 898491DEST_PATH_IMAGE065
、
Figure 199023DEST_PATH_IMAGE066
、
Figure 31850DEST_PATH_IMAGE067
为风场主变压器的
Figure 658003DEST_PATH_IMAGE068
接线侧三相电压，
Figure 779543DEST_PATH_IMAGE069
、
Figure 680503DEST_PATH_IMAGE070
、
Figure 836677DEST_PATH_IMAGE071
为风场主变压器的Y接线侧三相电压，
Figure 368153DEST_PATH_IMAGE072
、
Figure 524459DEST_PATH_IMAGE073
、
Figure 697951DEST_PATH_IMAGE074
为流经风场主变压器的Y接线侧三相电流，
Figure 443053DEST_PATH_IMAGE075
为风场主变压器的折算至Y接线侧的电感。
由故障分析理论可知，三相电路可以解耦为三个模量进行分析，其运算公式如下：
Figure 207747DEST_PATH_IMAGE076
（14）
式中，
Figure 303879DEST_PATH_IMAGE077
，
Figure 484325DEST_PATH_IMAGE078
，
Figure 411829DEST_PATH_IMAGE079
分别表示三相电气量，
Figure 550687DEST_PATH_IMAGE080
，
Figure 868536DEST_PATH_IMAGE081
，
Figure 914989DEST_PATH_IMAGE082
分别表示解耦后的1模、2模和0模电气量。
将送出线路W侧三相电压电流代入式（14）可得：
Figure 900263DEST_PATH_IMAGE083
（15）
Figure 944442DEST_PATH_IMAGE084
（16）
将式（11）、式（12）及式（13）分别代入式（15）和式（16），可得：
Figure 61171DEST_PATH_IMAGE085
（17）
Figure 114578DEST_PATH_IMAGE086
（18）
将式（11）、（12）和式（13）分别代入式（17）和式（18）可得：
Figure 688779DEST_PATH_IMAGE087
（19）
Figure 169439DEST_PATH_IMAGE088
（20）
Figure 258617DEST_PATH_IMAGE089
（21）
其中，
Figure 850136DEST_PATH_IMAGE090
。
当网侧变流器处于其他三个相邻桥臂导通的运行工况时，按照上述推导过程，可推导形似式（19）-（21）的1模电压电流表达式。区别在于，当网侧变流器处于其他运行工况时，式中（21）的
Figure 544422DEST_PATH_IMAGE091
发生改变，取值变为
Figure 992721DEST_PATH_IMAGE092
或0。
根据式（19）-（21）可构造送出线路风电侧的1模模型，如图4所示。
由图3可得，直流电容两端电压的频域表达式为：
Figure 38038DEST_PATH_IMAGE093
（22）
其中，
Figure 167668DEST_PATH_IMAGE094
流入直流电容
Figure 513198DEST_PATH_IMAGE095
的电流值的频域信号；
Figure 601240DEST_PATH_IMAGE096
表示直流电容两端电压的频域信号；
Figure 602694DEST_PATH_IMAGE097
表示角频率。
为起支撑直流电压的作用，直流电容
Figure 83485DEST_PATH_IMAGE098
的参数一般设置为较大值，因此当处于高频范围内时，式（22）的分母很大，直流电容支路可视为短路，由此可构建送出线路风电侧的高频1模模型，如图5所示。
分析送出线路系统侧的拓扑结构，推导送出线路系统侧的1模高频模型。
根据图2可知，送出线路系统侧的电压电流满足以下关系：
Figure 752364DEST_PATH_IMAGE099
（23）
将式（23）代入式（15）可得系统侧的1模模型：
Figure 745728DEST_PATH_IMAGE100
（24）
其中，
Figure 31215DEST_PATH_IMAGE101
、
Figure 33807DEST_PATH_IMAGE102
、
Figure 291613DEST_PATH_IMAGE103
为送出线路系统侧三相电压，
Figure 252615DEST_PATH_IMAGE104
、
Figure 494241DEST_PATH_IMAGE105
、
Figure 769364DEST_PATH_IMAGE106
为送出线路系统侧三相电流，
Figure 147256DEST_PATH_IMAGE107
、
Figure 544739DEST_PATH_IMAGE108
为系统侧电阻、电感，
Figure 742503DEST_PATH_IMAGE109
、
Figure 86896DEST_PATH_IMAGE110
、
Figure 630879DEST_PATH_IMAGE111
为系统侧交流电源三相电压，
Figure 871367DEST_PATH_IMAGE112
、
Figure 87585DEST_PATH_IMAGE113
为送出线路系统侧1模电压、电流，
Figure 766828DEST_PATH_IMAGE114
为系统侧交流电源
Figure 119312DEST_PATH_IMAGE115
的1模电压。
提取式（24）中高频分量，构建送出线路系统侧的1模高频等效模型，如图6所示。
需要说明的是，本实施例中的故障判别方式，是基于以下分析得到：
构造送出线路发生区内故障时的高频故障附加网络，推导该故障场景下送出线路风场侧和系统侧的1模高频等效电阻值。
当风电送出线路发生区内故障时，综合送出线路风场侧和系统侧的1模高频阻抗模型，可构造送出系统在区内故障时的1模高频模型如图7所示。图7中，
Figure 530702DEST_PATH_IMAGE116
为送出线路风场侧1模高频阻抗，
Figure 765374DEST_PATH_IMAGE117
、
Figure 451570DEST_PATH_IMAGE118
分别表示送出线路风场侧和系统侧的1模高频线路阻抗，
Figure 392981DEST_PATH_IMAGE119
，
Figure 506431DEST_PATH_IMAGE120
；其中，
Figure 228399DEST_PATH_IMAGE121
、
Figure 187128DEST_PATH_IMAGE122
分别为送出线路风场侧的等效电阻、电感；
Figure 514204DEST_PATH_IMAGE123
、
Figure 346025DEST_PATH_IMAGE124
分别为送出线路系统侧的等效电阻、电感；
Figure 227393DEST_PATH_IMAGE125
为故障过渡电阻，
Figure 255392DEST_PATH_IMAGE126
为送出线路系统侧1模高频阻抗，
Figure 233713DEST_PATH_IMAGE127
。
由图7可得，该故障场景下送出线路风场侧的1模高频电压、电流满足以下关系：
Figure 423386DEST_PATH_IMAGE128
（25）
其中，风场侧的1模高频阻抗
Figure 323208DEST_PATH_IMAGE129
的表达式为：
Figure 686057DEST_PATH_IMAGE130
（26）
以
Figure 456567DEST_PATH_IMAGE131
举例分析，此时，
Figure 82720DEST_PATH_IMAGE132
（27）
式中，
Figure 997DEST_PATH_IMAGE133
、
Figure 105220DEST_PATH_IMAGE134
分别为根据各元件参数计算得到的常数。
当
Figure 261394DEST_PATH_IMAGE135
取高频时，此时，
Figure 116173DEST_PATH_IMAGE136
的实部的值约等于最高次分子分母系数的比值，即送出线路风场侧的1模高频等效电阻值
Figure 459430DEST_PATH_IMAGE137
：
Figure 367343DEST_PATH_IMAGE138
（28）
将具体实验参数代入式（28），可得
Figure 174762DEST_PATH_IMAGE137
大于0。
当发生送出线路区内故障时，系统侧1模高频电压、电流关系如下，即，送出线路系统侧的1模高频等效电阻值
Figure 877139DEST_PATH_IMAGE139
：
Figure 973271DEST_PATH_IMAGE140
（29）
根据式（25）和（29）可得，在送出线路发生区内故障时，由风场侧和系统侧保护安装处电压电流求得的1模高频等效电阻值均小于零。
构造送出线路发生风场侧区外故障时的高频故障附加网络，推导该故障场景下送出线路风场侧和系统侧的1模高频等效电阻。
当送出线路发生W背侧的区外故障，送出线路的1模高频模型如图8所示。
由图8可知，此时风场侧电压电流满足以下关系：
Figure 481612DEST_PATH_IMAGE141
（30）
系统侧1模高频电压电流关系如下所示：
Figure 612379DEST_PATH_IMAGE142
（31）
当发生W背侧区外故障时，由式（30）和式（31）可得，此时风场侧保护安装处电压电流求得的1模高频等效电阻值大于零，而系统侧保护安装处电压电流求得的1模高频等效电阻值小于零。
构造送出线路发生系统侧区外故障时的高频故障附加网络，推导该故障场景下送出线路风场侧和系统侧的1模高频等效电阻。
当送出线路发生R背侧的区外故障，送出系统的1模高频模型如图9所示。
根据图9可得，风场侧1模高频电压电流满足以下关系：
Figure 485658DEST_PATH_IMAGE143
（32）
系统侧1模高频电压电流关系如下所示：
Figure 600244DEST_PATH_IMAGE144
（33）
当发生R背侧区外故障时，由式（32）和式（33）可得，此时风场侧保护安装处电压电流求得的1模高频等效电阻值小于零，而系统侧保护安装处电压电流求得的1模高频等效电阻值大于零。
因此本文利用线路两端保护安装处电压电流计算所得1模高频等效电阻表达式如下：
Figure 115539DEST_PATH_IMAGE145
（34）
为保证结果的准确性，本实施例通过对多个采样点的计算结果求平均，从而保证更准确的结果，表达式如下：
Figure 835233DEST_PATH_IMAGE146
（35）
基于线路两端保护安装处电压电流计算所得1模高频等效电阻的符号与故障场景的匹配性构造保护判据。
实施时，所述线路两端保护安装处电压电流计算所得1模高频等效电阻的符号与故障场景的匹配性具体为：
当送出线路发生区内故障时，由风场侧和系统侧保护安装处电压电流求得的1模高频等效电阻值均小于零。
当送出线路发生风场侧的区外故障时，风场侧保护安装处电压电流求得的1模高频等效电阻值大于零，而系统侧保护安装处电压电流求得的1模高频等效电阻值小于零。
当送出线路发生系统侧的区外故障时，风场侧保护安装处电压电流求得的1模高频等效电阻值小于零，而系统侧保护安装处电压电流求得的1模高频电阻值大于零。
实施时，所述保护判据具体为：
若系统侧、风场侧保护安装处电压电流求得的1模高频等效电阻值均小于0，则识别为区内故障，保护跳闸，否则判断为区外故障，保护不动作。
与现有技术相比，本实施例提供的一种风场送出站交互式保护方法，
通过采集并处理送出线路两侧保护安装处的电压、电流高频分量，得到风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值；并通过对风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别，当故障判别结果为送出线路发生区内故障时，保护跳闸。上述过程根据风电机组谐波特性，充分利用高频分量的敏感特性，能够实现送出线路故障类别的快速、准确判定，很好地解决了现有保护技术难以识别直驱风电送出线路故障的问题，提高了直驱风场送出系统的可靠性和稳定性。此外，本实施例充分考虑故障后风场网侧变流器在不同导通工况下的拓扑结构，构建了直驱风场送出系统的1模高频等效模型，给出了风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值的计算公式，避免了风场控制策略对保护产生影响。
实施例2
本发明实施例2公开了一种风场送出站交互式保护系统，结构示意图如图10所示，包括：
数据采集模块，用于在故障发生后采集送出线路两侧保护安装处的电压、电流高频分量；所述送出线路两侧分为风场侧和系统侧；
1模高频等效电阻值获取模块，用于基于送出线路风场侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路风场侧的1模高频等效电阻值；还用于基于送出线路系统侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路系统侧的1模高频等效电阻值；
故障判别模块，基于风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别；
保护启动模块，用于当故障判别结果为送出线路发生区内故障时，保护跳闸。
本发明实施例的具体实施过程参见上述方法实施例即可，本实施例在此不再赘述。
由于本实施例与上述方法实施例原理相同，所以本系统也具有上述方法实施例相应的技术效果。
实施例3
为验证本发明实施例1和实施例2的有效性，本发明的具体实施例3中搭建了如图11所示的山西源端电网系统仿真模型。具体参数：系统正序阻抗
Figure 692462DEST_PATH_IMAGE147
；选取的
Figure 232028DEST_PATH_IMAGE148
送出线路为牛心堡到系统的架空线路，正序阻抗
Figure 816593DEST_PATH_IMAGE149
，零序阻抗
Figure 453111DEST_PATH_IMAGE150
，线路长度
Figure 668191DEST_PATH_IMAGE151
；主变变压器，额定容量
Figure 22949DEST_PATH_IMAGE152
，额定电压
Figure 614468DEST_PATH_IMAGE153
，短路电压
Figure 308754DEST_PATH_IMAGE154
。牛心堡内风电机组的主要参数：额定功率
Figure 6321DEST_PATH_IMAGE155
的风电机组台，额定电压
Figure 786058DEST_PATH_IMAGE156
，定子电阻
Figure 915688DEST_PATH_IMAGE157
，转子电阻
Figure 526798DEST_PATH_IMAGE158
，定子漏感
Figure 349260DEST_PATH_IMAGE159
，转子漏感
Figure 350714DEST_PATH_IMAGE160
，互感为
Figure 549614DEST_PATH_IMAGE161
；额定功率为
Figure 15231DEST_PATH_IMAGE162
的风电机组台，额定电压
Figure 743015DEST_PATH_IMAGE163
，定子电阻
Figure 497345DEST_PATH_IMAGE164
，转子电阻
Figure 296674DEST_PATH_IMAGE165
，定子漏感
Figure 554480DEST_PATH_IMAGE166
，转子漏感
Figure 718745DEST_PATH_IMAGE167
，互感
Figure 507840DEST_PATH_IMAGE168
。
在本模型中，送出线路的风场侧和系统侧均安装了带有方向元件的纵联保护。根据仿真系统各元件的具体参数，并考虑电压电流在各频带分量的含量，本方法选取
Figure 782964DEST_PATH_IMAGE169
的电压电流作为保护所需的高频分量，且所需采样率为
Figure 160855DEST_PATH_IMAGE170
。
考虑本发明的适用性，本实施例中分别在线路中设置送出线路区内故障、风场侧区外故障和系统侧区外这三种场景：
送出线路区内故障场景：
（1）在送出线路的
Figure 558339DEST_PATH_IMAGE171
处设置C相短路故障，过渡电阻的变化范围为
Figure 21681DEST_PATH_IMAGE172
。上述故障场景中，由式（35）求得的风场侧1模等效电阻和系统侧1模等效电阻分别如图12、13所示。
由图12可知，当送出线路发生经不同过渡电阻的单相短路故障时，风场侧1模等效电阻
Figure 100496DEST_PATH_IMAGE173
随着过渡电阻的增加先减小后增大，但仍小于0。当过渡电阻为
Figure 129631DEST_PATH_IMAGE174
时，在
Figure 901278DEST_PATH_IMAGE175
这一时刻，风场侧1模等效电阻
Figure 586338DEST_PATH_IMAGE176
取最大，为
Figure 1DEST_PATH_IMAGE177
，但仍满足
Figure 398491DEST_PATH_IMAGE178
的关系。由图13可知，系统侧等效电阻
Figure 75460DEST_PATH_IMAGE179
围绕着系统电阻实际值上下波动。当送出线路发生金属性接地故障时，在
Figure 513394DEST_PATH_IMAGE180
这一时刻，风场侧1模等效电阻
Figure 996328DEST_PATH_IMAGE181
取最大，为
Figure 937739DEST_PATH_IMAGE182
，仍满足
Figure 51189DEST_PATH_IMAGE183
的关系。因此，结合保护判据可知，送出线路发生了区内故障，保护跳闸。上述故障场景中，由式（35）求得的风场侧1模等效电阻和系统侧1模等效电阻分别如图12、13所示。
由上述分析可得，本文提出的方法在送出线路区内发生经不同过渡电阻故障时，均能准确识别故障位置，具有较强的耐受高阻的能力。
（2）在送出线路的不同位置处设置AB相间短路故障，过渡电阻为
Figure 773157DEST_PATH_IMAGE184
。上述故障场景中，由式（35）求得的风场侧1模等效电阻和系统侧1模等效电阻分别如图14、15所示。
由图14可知，当送出线路不同位置处发生两相相间短路故障时，随着故障距离的增加，风场侧1模等效电阻
Figure 731886DEST_PATH_IMAGE185
先增大后减少再增大的趋势，但仍小于0。当送出线路
Figure 58962DEST_PATH_IMAGE186
处发生AB相间故障时，在
Figure 874471DEST_PATH_IMAGE187
这一时刻，风场侧1模等效电阻
Figure 21419DEST_PATH_IMAGE188
取最大，为
Figure 49418DEST_PATH_IMAGE189
，但仍满足
Figure 778470DEST_PATH_IMAGE190
的关系。由图15可知，当送出线路
Figure 968143DEST_PATH_IMAGE191
处发生AB相间故障时，在
Figure 602387DEST_PATH_IMAGE192
这一时刻，风场侧1模等效电阻
Figure 965235DEST_PATH_IMAGE193
取最大，为
Figure 1324DEST_PATH_IMAGE194
，仍满足
Figure 627478DEST_PATH_IMAGE195
的关系。因此，结合保护判据可知，在上述故障场景中，1模等效电阻
Figure 545755DEST_PATH_IMAGE196
和
Figure 649977DEST_PATH_IMAGE197
满足区内故障的判据条件，由此判定送出线路区内发生故障。
由上述分析可得，本方法在送出线路发生不同位置故障时，均能实现区内故障的准确判别，当线路末端发生高阻故障时，仍具有较高的灵敏度。
送出线路风场侧区外故障场景：
在送出线路的系统侧母线背侧设置BC两相接地短路故障，过渡电阻的变化范围为
Figure 806152DEST_PATH_IMAGE198
。上述故障场景中，由式（35）求得的风场侧1模等效电阻和系统侧1模等效电阻分别如图16、17所示。
由图16可知，当送出线路风场侧区外发生经不同过渡电阻的两相接地短路故障时，风场侧1模等效电阻
Figure 399945DEST_PATH_IMAGE199
围绕着
Figure 8781DEST_PATH_IMAGE200
上下波动，但仍大于0。当过渡电阻为
Figure 651114DEST_PATH_IMAGE201
时，在
Figure 661796DEST_PATH_IMAGE202
这一时刻，风场侧1模等效电阻
Figure 675757DEST_PATH_IMAGE203
取最小，为
Figure 506310DEST_PATH_IMAGE204
，此时
Figure 217914DEST_PATH_IMAGE205
。由图17可知，系统侧等效电阻
Figure 879839DEST_PATH_IMAGE206
围绕着系统电阻实际值
Figure 753117DEST_PATH_IMAGE207
上下波动。当过渡电阻为
Figure 336546DEST_PATH_IMAGE208
时，在
Figure 648578DEST_PATH_IMAGE209
这一时刻，风场侧1模等效电阻
Figure 368272DEST_PATH_IMAGE206
取最大，为
Figure 412452DEST_PATH_IMAGE210
，仍满足
Figure 279914DEST_PATH_IMAGE211
的关系。因此，结合保护判据可知，在上述故障场景中，1模等效电阻
Figure 333320DEST_PATH_IMAGE203
和
Figure 907521DEST_PATH_IMAGE206
不满足区内故障的判据条件，由此判定送出线路区外发生故障。
由上述分析可得，本文提出的方法在送出线路风场侧区外发生经不同过渡电阻故障时，能够准确识别区外，保护不误动。
送出线路系统侧区外故障场景：
在送出线路的风场主变压器二次侧设置三相故障，过渡电阻的变化范围为
Figure 935651DEST_PATH_IMAGE212
。上述故障场景中，由式（35）求得的风场侧1模等效电阻和系统侧1模等效电阻分别如图18、19所示。
由图18可知，当送出线路系统侧区外发生经不同过渡电阻的三相短路故障时，随着过渡电阻的增大，风场侧1模等效电阻
Figure 493671DEST_PATH_IMAGE213
有逐渐减小的趋势，但仍小于0。当过渡电阻为
Figure 819611DEST_PATH_IMAGE214
时，在
Figure 310635DEST_PATH_IMAGE215
这一时刻，风场侧1模等效电阻
Figure 227775DEST_PATH_IMAGE216
取最大，为
Figure 741933DEST_PATH_IMAGE217
，满足
Figure 933880DEST_PATH_IMAGE218
的关系。由图19可知，随着过渡电阻的增大，系统侧等效电阻
Figure 748252DEST_PATH_IMAGE219
有逐渐增大的趋势。当过渡电阻为
Figure 305136DEST_PATH_IMAGE220
时，在
Figure 368907DEST_PATH_IMAGE221
这一时刻，风场侧1模等效电阻
Figure 567807DEST_PATH_IMAGE222
取最小，为
Figure 971106DEST_PATH_IMAGE223
，此时
Figure 964470DEST_PATH_IMAGE224
。因此，结合保护判据可知，在上述故障场景中，1模等效阻抗
Figure 764805DEST_PATH_IMAGE216
和
Figure 236237DEST_PATH_IMAGE219
不满足区内故障的判据条件，由此判定送出线路区外发生故障。
由上述分析可得，本文提出的方法在送出线路系统侧区外发生经不同过渡电阻故障时，能够准确识别区外，保护不误动。
本领域技术人员可以理解，实现上述实施例方法的全部或部分流程，可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储于计算机可读存储介质中。其中，所述计算机可读存储介质为磁盘、光盘、只读存储记忆体或随机存储记忆体等。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种风场送出站交互式保护方法，其特征在于，包括：
故障发生后，采集送出线路两侧保护安装处的电压、电流高频分量；所述送出线路两侧分为风场侧和系统侧；
基于送出线路风场侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路风场侧的1模高频等效电阻值；
基于送出线路系统侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路系统侧的1模高频等效电阻值；
基于风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别，当故障判别结果为送出线路发生区内故障时，保护跳闸；
所述基于风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别，包括：
若风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值均小于0，则故障判别结果为送出线路发生区内故障；
若风场侧的1模高频等效电阻值大于0、系统侧的1模高频等效电阻值小于0，则故障判别结果为送出线路发生风场侧的区外故障；
若风场侧的1模高频等效电阻值小于0、系统侧的1模高频等效电阻值大于0，故障判别结果为送出线路发生系统侧的区外故障；
所述获取送出线路风场侧的1模高频等效电阻值，执行：
基于每一采样点的送出线路风场侧保护安装处的电压、电流高频分量，得到相应采样点的送出线路风场侧保护安装处的1模高频电压、电流；
基于故障后的半个周期内所有采样点的送出线路风场侧保护安装处的1模高频电压、电流，得到风场侧的1模高频等效电阻值；
第
Figure 373277DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路风场侧保护安装处的1模高频电压
Figure 969475DEST_PATH_IMAGE002
、1模高频电流
Figure 400456DEST_PATH_IMAGE003
分别表示为：
Figure 858244DEST_PATH_IMAGE004
（1）
Figure 691071DEST_PATH_IMAGE005
（2）
其中，
Figure 458170DEST_PATH_IMAGE006
、
Figure 376447DEST_PATH_IMAGE007
、
Figure 11828DEST_PATH_IMAGE008
分别表示第
Figure 558216DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路风场侧保护安装处的A、B、C相电压高频分量；
Figure 620850DEST_PATH_IMAGE009
、
Figure 636211DEST_PATH_IMAGE010
、
Figure 75282DEST_PATH_IMAGE011
分别表示第
Figure 617122DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路风场侧保护安装处的A、B、C相电流高频分量；
风场侧的1模高频等效电阻值
Figure 739405DEST_PATH_IMAGE012
表示为：
Figure 101116DEST_PATH_IMAGE013
（3）
其中，
Figure 78300DEST_PATH_IMAGE014
表示故障后的一个采样周期内采样点总数。
2.根据权利要求1所述的风场送出站交互式保护方法，其特征在于，所述获取送出线路系统侧的1模高频等效电阻值，执行：
基于每一采样点的送出线路系统侧保护安装处的电压、电流高频分量，得到相应采样点的送出线路系统侧保护安装处的1模高频电压、电流；
基于故障后的半个周期内所有采样点的送出线路系统侧保护安装处的1模高频电压、电流，得到系统侧的1模高频等效电阻值。
3.根据权利要求2所述的风场送出站交互式保护方法，其特征在于，
第
Figure 350012DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路系统侧保护安装处的1模高频电压
Figure 20028DEST_PATH_IMAGE015
、1模高频电流
Figure 993669DEST_PATH_IMAGE016
分别表示为：
Figure 774543DEST_PATH_IMAGE017
（4）
Figure 25396DEST_PATH_IMAGE018
（5）
其中，
Figure 741679DEST_PATH_IMAGE019
、
Figure 77983DEST_PATH_IMAGE020
、
Figure 288646DEST_PATH_IMAGE021
分别表示第
Figure 394006DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路系统侧保护安装处的A、B、C相电压高频分量；
Figure 405824DEST_PATH_IMAGE022
、
Figure 839211DEST_PATH_IMAGE023
、
Figure 227467DEST_PATH_IMAGE024
分别表示第
Figure 187332DEST_PATH_IMAGE001
个采样点的送出线路系统侧保护安装处的A、B、C相电流高频分量；
系统侧的1模高频等效电阻值
Figure 494686DEST_PATH_IMAGE025
表示为：
Figure 805581DEST_PATH_IMAGE026
（6）。
4.根据权利要求1所述的风场送出站交互式保护方法，其特征在于，还包括：
当故障判别结果为送出线路发生区外故障时，保护不动作。
5.根据权利要求1所述的风场送出站交互式保护方法，其特征在于，所述高频分量为第11次谐波的分量。
6.一种基于权利要求1-5中任一项所述的风场送出站交互式保护方法的风场送出站交互式保护系统，其特征在于，包括：
数据采集模块，用于在故障发生后采集送出线路两侧保护安装处的电压、电流高频分量；所述送出线路两侧分为风场侧和系统侧；
1模高频等效电阻值获取模块，用于基于送出线路风场侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路风场侧的1模高频等效电阻值；还用于基于送出线路系统侧保护安装处的电压、电流高频分量，获取送出线路系统侧的1模高频等效电阻值；
故障判别模块，基于风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别；
保护启动模块，用于当故障判别结果为送出线路发生区内故障时，保护跳闸。
7.根据权利要求6所述的风场送出站交互式保护系统，其特征在于，在所述故障判别模块中，基于风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值进行故障判别，包括：
若风场侧、系统侧的1模高频等效电阻值均小于0，则故障判别结果为送出线路发生区内故障；
若风场侧的1模高频等效电阻值大于0、系统侧的1模高频等效电阻值小于0，则故障判别结果为送出线路发生风场侧的区外故障；
若风场侧的1模高频等效电阻值小于0、系统侧的1模高频等效电阻值大于0，故障判别结果为送出线路发生系统侧的区外故障。
CN202210874133.6A 2022-07-25 2022-07-25 风场送出站交互式保护方法和系统 Active CN115085164B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210874133.6A CN115085164B (zh) 2022-07-25 2022-07-25 风场送出站交互式保护方法和系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210874133.6A CN115085164B (zh) 2022-07-25 2022-07-25 风场送出站交互式保护方法和系统

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN115085164A CN115085164A (zh) 2022-09-20
CN115085164B true CN115085164B (zh) 2022-11-01

Family

ID=83243391

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202210874133.6A Active CN115085164B (zh) 2022-07-25 2022-07-25 风场送出站交互式保护方法和系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN115085164B (zh)

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112557961A (zh) * 2020-11-06 2021-03-26 国网河南省电力公司电力科学研究院 一种双馈风电场送出线故障判别方法

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105896485A (zh) * 2016-02-05 2016-08-24 国网甘肃省电力公司 基于新能源并网的特高压长距离直流线路的保护算法
CN109375052B (zh) * 2018-08-29 2022-01-11 国网浙江省电力有限公司电力科学研究院 一种高频暂态分量方向纵联保护方法及系统
CN110504662A (zh) * 2019-07-10 2019-11-26 山东科技大学 双馈风电场送出线路的纵联差动保护方法
CN111564828B (zh) * 2020-06-11 2020-11-03 国网江西省电力有限公司电力科学研究院 一种适用于双馈风机送出线路的距离纵联保护方法
CN114498574A (zh) * 2020-11-11 2022-05-13 上海交通大学 含高比例光伏配电网的高频阻抗差动保护方法
CN113437734B (zh) * 2021-08-30 2021-12-31 国网江西省电力有限公司电力科学研究院 一种适用于风电场送出线路的故障保护方法及装置
CN114243659B (zh) * 2021-12-23 2023-07-07 天津大学 基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护方法

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112557961A (zh) * 2020-11-06 2021-03-26 国网河南省电力公司电力科学研究院 一种双馈风电场送出线故障判别方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN115085164A (zh) 2022-09-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105375532B (zh) 一种适用于双馈风电场联络线的故障选相方法
Yang et al. High-frequency fault component-based distance protection for large renewable power plants
Gagnon et al. Hydro-Québec strategy to evaluate electrical transients following wind power plant integration in the Gaspésie transmission system
Farantatos et al. Short-circuit current contribution of converter interfaced wind turbines and the impact on system protection
CN103855720A (zh) 一种双馈异步风力发电机低电压穿越保护方法
CN110048372B (zh) 一种改进的高压发电机定子单相接地故障保护方法
CN104865523A (zh) 双馈发电机仿真系统及方法
Le Blond et al. Design of adaptive autoreclosure schemes for 132 kV network with high penetration of wind—Part I: real-time modeling
Kanellos et al. Wind farms modeling for short-circuit level calculations in large power systems
CN108872712A (zh) 中性点不接地场景下计算并联电容器电容值的系统及方法
CN110165644B (zh) 一种基于暂态电流时频特性的新能源场站纵联保护方法
CN115085164B (zh) 风场送出站交互式保护方法和系统
CN114696301A (zh) 一种双馈风电场送出线路单相接地保护方法及系统
Gao et al. Improved extended kalman filter based dynamic equivalent method of DFIG wind farm cluster
CN109861188B (zh) 基于集中式新能源并网方式的接地保护方法及系统
CN116316488B (zh) 一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法
CN109888837A (zh) 一种基于双馈电机撬棒保护新判据的风电场短路电流计算方法
CN115149508A (zh) 基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法及系统
CN109740906A (zh) 一种含双馈风力发电机的配电网短路电流计算方法
Zhang Analysis and control of resonances in HVDC connected DFIG-based offshore wind farm
Kocar et al. Nonlinear network equivalents of systems with inverter based resources to study unbalanced faults in steady state
Xu et al. Protection Scheme for Collector Lines Based on the Current Amplitude Ratio with Spectrum Index
CN115133507A (zh) 一种新能源源端电网送出线路保护方法及系统
Tong et al. Research on pilot protection based on equivalent sequence impedance of DFIG wind power distribution network
CN116706853A (zh) 一种新能源经柔直外送系统线路保护方法及系统

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant