CN115149508A - 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 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种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，属于电力系统继电保护技术领域，解决了现有风场汇集线路保护在区内故障时耐过渡电阻能力差、区外故障时易误动的问题。包括当监测到直驱风场汇集线路故障发生时，获取故障前和故障后汇集线路保护安装处和各风机端口处的电压、电流，以及故障后的电角度；基于获取的信息得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变量能量和动作门槛值，进而得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数；根据得到的高频突变能量差异系数和故障识别判据，判断汇集线路故障类型，若故障类型为区内汇集线路故障，则启动保护动作，以实现对直驱风场的保护。

Description

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

技术领域

本发明涉及电力系统继电保护技术领域，尤其涉及一种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。

背景技术

大规模风电通过电力电子设备并入电网，受换流器控制策略及其参数的影响，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。纯交流系统故障特征的保护方法对于直驱风场汇集线路已不再适用，因此，研究风电场经汇集线路送出的保护方法对实际系统安全运行具有重要的实际意义。

目前，根据用于判据构造的电气量为频域量还是时域量，将现有风电送出线路纵联保护分为基于时域量的线路纵联保护和基于频域量的线路纵联保护。其中，基于时域量的纵联保护指的是根据线路保护安装处采集的时域电气量信息，利用模型参数识别或波形特征等方法构造保护判据的方法；基于频域量的纵联保护指的是利用傅里叶变换、小波变换等方法提取线路保护安装处所采集电气量的频域特征，在此基础上构造保护判据的方法。然而，上述研究多集中于风电场送出线路保护，对大规模风电场经汇集线路送出的保护研究较为匮乏，已有的风场汇集线路保护存在为区内故障时耐过渡电阻能力差、区外故障时易误动的问题。

发明内容

鉴于上述的分析，本发明实施例旨在提供一种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，用以解决现有风场汇集线路保护在区内故障时耐过渡电阻能力差、区外故障时易误动的问题。

一方面，本发明实施例提供了一种基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法，包括以下步骤：

当监测到直驱风场汇集线路故障发生时，获取故障前和故障后汇集线路保护安装处和各风机端口处的电压、电流，以及，故障后的电角度；

基于所获取的信息，得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变量能量和动作门槛值，进而得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数；

根据所述汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数和故障识别判据，判断汇集线路故障类型，若故障类型为区内汇集线路故障，则启动保护动作，以实现对直驱风场的保护。

进一步地，所述汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数，表示为：

式中，s_m、s_wi分别表示汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的高频突变能量差异系数；h为采样时间间隔，T为积分时间，N为总采样点数；Δu_Mφ(j)、Δi_Mφ(j)分别表示汇集线路上保护安装处在故障相φ相的第j个采样点的电压突变量和电流突变量，Δe_wiφ(j)、Δi_wiφ(j)分别表示汇集线路上第i台风机端口处在故障相φ相的第j个采样点的电压突变量和电流突变量；W_set、W_wiset分别表示汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的动作门槛值。

进一步地，所述故障识别判据包括：

若汇集线路上满足保护安装处的高频突变能量差异系数小于0，且每一台风机端口处的高频突变能量差异系数均大于0，则发生区内汇集线路故障；

若汇集线路上满足保护安装处的高频突变能量差异系数小于0，且任一台风机端口处的高频突变能量差异系数小于0，则发生区内风电机组故障；

否则，发生区外故障。

进一步地，通过下述方式确定汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的动作门槛值W_set、W_wiset：

W_set＝max{W_nor,W_m2max}

W_wiset＝max{W_wnor,W_wimax}

式中，W_nor表示直驱风场稳态运行方式下端口能量，W_m2max表示直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路保护安装处的突变量能量；W_wnor表示直驱风场风机组稳态运行方式下端口能量，W_wimax表示直驱风场汇集线路上第i台风机组端口故障突变量能量。

进一步地，所述直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路保护安装处的突变量能量W_m2max，表示为：

W_m2max＝∫Δu_MmaxΔi_m2maxdt

式中，Δu_Mmax为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上保护安装处的电压突变量；Δi_m2max为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上保护安装处的电流突变量。

进一步地，所述直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上保护安装处的电压突变量Δu_Mmax，表示为：

其中，

Z_li＝R_li+jωL_li，

Z_Tw＝R_Tw+jωL_Tw，Z_w＝1/Y_w，

式中，k_Tw为风电机组换流变压器变比，R_li、L_li分别为汇集线路第i台风机组的电阻、电感，R_Tw、L_Tw分别表示风机组换流变压器电阻、电感；ω为角频率，u_f为故障点为末端风机短路时的末端风机处的电压，n表示汇集线路上风机组的总数量，n>3；ω_p、ω_s分别为p次谐波角频率和基波角频率；E_s为风机端口故障后稳态电压幅值；K_ppll、K_ipll分别为锁相环PI控制比例、积分系数；θ_u为故障后电网实际电角度；K_gp、K_gi分别为电流环PI控制比例、积分系数；R_g、L_g分别为网侧变流器进线电抗器的等效电阻、电感；

分别为稳态运行情况下d、q轴电流参考值，

分别为故障后稳态运行情况下d、q轴电流参考值。

进一步地，所述直驱风场汇集线路上第i台风机组端口故障突变量能量W_wimax，表示为：

W_wimax＝∫Δu_wimaxΔi_wimaxdt

式中，Δu_wimax为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上第i台风机组端口的电压突变量；Δi_wimax为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上第i台风机组端口的电流突变量。

进一步地，所述直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上第i台风机组端口的电流突变量Δi_wimax，表示为：

Δi_wimax＝Y_wΔu_wimax+ΔI_w。

另一方面，本发明实施例提供了一种基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护系统，包括：

数据获取模块，用于当监测到直驱风场汇集线路故障发生时，获取故障前和故障后汇集线路保护安装处和各风机端口处的电压、电流，以及，故障后的电角度；

高频突变能量差异系数计算模块，用于基于所获取的信息，得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变量能量和动作门槛值，进而得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数；

故障识别和保护动作模块，用于根据所述汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数和故障识别判据，判断汇集线路故障类型，若故障类型为区内汇集线路故障，则启动保护动作，以实现对直驱风场的保护。

进一步地，所述故障识别和保护动作模块中汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数，表示为：

式中，s_m、s_wi分别表示汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的高频突变能量差异系数；h为采样时间间隔，T为积分时间，N为总采样点数；Δu_Mφ(j)、Δi_Mφ(j)分别表示汇集线路上保护安装处在故障相φ相的第j个采样点的电压突变量和电流突变量，Δe_wiφ(j)、Δi_wiφ(j)分别表示汇集线路上第i台风机端口处在故障相φ相的第j个采样点的电压突变量和电流突变量；W_set、W_wiset分别表示汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的动作门槛值。

与现有技术相比，本发明至少可实现如下有益效果之一：

本发明提出的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，能够基于故障前后采集的数据计算汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数，并根据故障识别判据准确识别区内、外故障，动作速度快，不受过渡电阻、故障位置和故障类型的影响，灵敏度高，且采样频率低，易于工程实现，从根本上消除了汇集线路故障误动、拒动的问题；并且本发明仅需要保护安装处一侧故障方向的识别结果，不用交互两端电气量信息，故障识别不受同步误差的影响，对通信装置要求低。

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提供的基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法的流程示意图；

图2为本发明实施例1提供的永磁直驱风电机组并网系统图；

图3为本发明实施例1提供的永磁直驱风电机组网侧变流器控制框图；

图4为本发明实施例1提供的直驱风电场汇集线路等效电路示意图；

图5为本发明实施例1提供的每条风场汇集线路故障突变量网络图；

图6为本发明实施例1提供的区内汇集线路故障突变量网络图；

图7为本发明实施例1提供的区外交流系统故障突变量网络图；

图8为本发明实施例1提供的区外其他汇集线故障突变量网络图；

图9为本发明实施例2提供的基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护系统结构示意图；

图10(a)、10(b)分别为本发明实施例3提供的区内经不同过渡电阻A相接地故障时的s_m、s_w2；

图10(c)、10(d)分别为本发明实施例3提供的区内经不同过渡电阻BC两相相间故障时的s_m、s_w2；

图10(e)、10(f)分别为本发明实施例3提供的区内经不同过渡电阻ABC三相故障时的s_m、s_w2；

图11(a)、11(b)分别为本发明实施例3提供的汇集线路不同位置发生A相接地故障时s_m、s_w2；

图11(c)、11(d)分别为本发明实施例3提供的汇集线路不同位置发生AB两相相间故障时的s_m、s_w2；

图12(a)、12(b)分别为本发明实施例3提供的汇集线路区外交流系统A相经不同过渡电阻接地故障时的s_m、s_w2；

图13(a)、13(b)分别为本发明实施例3提供的汇集线路区外其他汇集线AB相间经不同过渡电阻接地故障时的s_m、s_w2。

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，公开了一种基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法，如图1所示，包括以下步骤：

S1、当监测到直驱风场汇集线路故障发生时，获取故障前和故障后汇集线路保护安装处和各风机端口处的电压、电流，以及，故障后的电角度；

具体地，汇集线路故障为单相接地故障、两相接地故障、两相相间故障或三相故障。

S2、基于所获取的信息，得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变量能量和动作门槛值，进而得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数；

S3、根据所述汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数和故障识别判据，判断汇集线路故障类型，若故障类型为区内汇集线路故障，则启动保护动作，以实现对直驱风场的保护。

与现有技术相比，本实施例提供了一种基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法，能够基于故障前后采集的数据计算汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数，并根据故障识别判据准确识别区内、外故障，动作速度快，不受过渡电阻、故障位置和故障类型的影响，灵敏度高，且采样频率低，易于工程实现，从根本上消除了汇集线路故障误动、拒动的问题；并且本发明仅需要保护安装处一侧故障方向的识别结果，不用交互两端电气量信息，故障识别不受同步误差的影响，对通信装置要求低

实施时，步骤S3中，所述汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数，表示为：

式中，s_m、s_wi分别表示汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的高频突变能量差异系数；h为采样时间间隔，T为积分时间，N为总采样点数；Δu_Mφ(j)、Δi_Mφ(j)分别表示汇集线路上保护安装处在故障相φ相的第j个采样点的电压突变量和电流突变量，Δe_wiφ(j)、Δi_wiφ(j)分别表示汇集线路上第i台风机端口处在故障相φ相的第j个采样点的电压突变量和电流突变量；W_set、W_wiset分别表示汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的动作门槛值。

实施时，步骤S3中，所述故障识别判据包括：

若汇集线路上满足保护安装处的高频突变能量差异系数小于0，且每一台风机端口处的高频突变能量差异系数均大于0，则发生区内汇集线路故障；

若汇集线路上满足保护安装处的高频突变能量差异系数小于0，且任一台风机端口处的高频突变能量差异系数小于0，则发生区内风电机组故障；

否则，发生区外故障。

具体实施时，通过下述方式确定汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的动作门槛值W_set、W_wiset：

W_set＝max{W_nor,W_m2max} (2)

W_wiset＝max{W_wnor,W_wimax} (3)

式中，W_nor表示直驱风场稳态运行方式下端口能量，W_m2max表示直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路保护安装处的突变量能量；W_wnor表示直驱风场风机组稳态运行方式下端口能量，W_wimax表示直驱风场汇集线路上第i台风机组端口故障突变量能量。

具体地，所述直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路保护安装处的突变量能量W_m2max，表示为：

W_m2max＝∫Δu_MmaxΔi_m2maxdt (4)

式中，Δu_Mmax为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上保护安装处的电压突变量；Δi_m2max为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上保护安装处的电流突变量。

更具体地，所述直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上保护安装处的电压突变量Δu_Mmax，表示为：

其中，

Z_li＝R_li+jωL_li，

Z_Tw＝R_Tw+jωL_Tw，Z_w＝1/Y_w，

式中，k_Tw为风电机组换流变压器变比，R_li、L_li分别为汇集线路第i台风机组的电阻、电感，R_Tw、L_Tw分别表示风机组换流变压器电阻、电感；ω为角频率，u_f为故障点为末端风机短路时的末端风机处的电压，n表示汇集线路上风机组的总数量，n>3；ω_p、ω_s分别为p次谐波角频率和基波角频率；E_s为风机端口故障后稳态电压幅值；K_ppll、K_ipll分别为锁相环PI控制比例、积分系数；θ_u为故障后电网实际电角度；K_gp、K_gi分别为电流环PI控制比例、积分系数；R_g、L_g分别为网侧变流器进线电抗器的等效电阻、电感；

分别为稳态运行情况下d、q轴电流参考值，

分别为故障后稳态运行情况下d、q轴电流参考值。

具体地，所述直驱风场汇集线路上第i台风机组端口故障突变量能量W_wimax，表示为：

W_wimax＝∫Δu_wimaxΔi_wimaxdt (6)

式中，Δu_wimax为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上第i台风机组端口的电压突变量；Δi_wimax为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上第i台风机组端口的电流突变量。

更具体地，所述直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上第i台风机组端口的电流突变量Δi_wimax，表示为：

Δi_wimax＝Y_wΔu_wimax+ΔI_w (7)

需要说明的是，本实施例中基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法是基于下述推导得到的：

第一，基于直驱风电机组控制系统与电气参数，推导风电机组频域下的突变量阻抗模型，结合风场汇集线路系统拓扑结构，提取风场感性频带，得到风场等值电阻与电感。

永磁直驱风电机组并网系统如图2所示，永磁直驱风电机组由机械系统、永磁同步发电机和全功率风电变流器组成。其中，永磁同步发电机(permanent magnet synchronousgenerator，PMSG)采用永磁体励磁，定子上无励磁线圈绕组，铜损耗低、发电效率高。全功率风电变流器通过直流环节将机侧变流器RSC与网侧变流器GSC解耦，且直流母线电容足够大，机侧系统动态变化影响较小，将其简化为恒功率源。

根据派克变换原理，并将时域电压方程进行拉普拉斯变换，可得同步旋转坐标系下网侧变流器输出电压的复频域形式为：

式中，s表示拉普拉斯算子，u_gd(s)、u_gq(s)、i_gd(s)、i_gq(s)分别为网侧变流器复频域下电压、电流d、q轴分量；R_g、L_g分别为网侧变流器进线电抗器的等效电阻、电感；ω_s为电网角速度；e_d(s)、e_q(s)分别为风电机组端口复频域下d、q轴电压。应当注意的是，本实施例中公式均采用复频域形式表示，后缀(s)不再赘述。

风电机组网侧变流器控制系统如图3所示。网侧变流器采用电网电压定向矢量控制，稳定直流电压，控制输入功率因数，并将有功功率即时传递至电网。风电机组稳态运行时，锁相环输出相角能准确跟踪实际电网相角，使d轴电压定向于电网电压。

可得，网侧变流器输出电压还表示为：

式中，

分别为稳态运行情况下d、q轴电流参考值；K_gp、K_gi分别为电流环PI控制比例、积分系数。

为便于建立阻抗模型，采用如下复数形式表示网侧变流器电压、电流：

联立上式(8)-(10)，可得风电机组稳态运行时复频域输出电流：

其中，

进行坐标反变换，得到三相静止坐标系频域下风电机组输出电流：

式中，ω_p、ω_s分别为p次谐波角频率和基波角频率。

电网发生故障瞬间，由于电网拓扑结构变化，并网点电压幅值与相位会发生突变，锁相环坐标轴不能立刻跟上并网点电压坐标变换，其中，并网点即PCC点，指电力系统风场母线。因此，考虑故障后锁相环动态特性，锁相环检测相位与实际端电压相位存在误差Δθ_pll，表示为：

Δθ_pll＝θ_u-θ_pll (13)

其中，

式中，θ_pll为锁相环输出电角度；θ_u为故障后电网实际电角度；K_ppll、K_ipll分别为锁相环PI控制比例、积分系数。

实际电网与锁相环的参数满足下式：

式中，x_d ^s1、x_q ^s1分别为实际电网输入坐标系下d、q轴参量；x_d ^p、x_q ^p分别为锁相环坐标系下d、q轴参量。

此时，网侧变流器矢量控制方程为：

式中，u′_gd、u′_gq、i′_gd、i′_gq分别为故障后网侧变流器电压、电流d、q轴分量；e′_d、e′_q分别为故障后风机端口d、q轴电压；

分别为故障后稳态运行情况下d、q轴电流参考值；ω_pll为故障后锁相环输出角速度。

联立式(8)、(13)至(15)，得到故障后旋转坐标系下风电机组复频域形式下的短路电流：

其中，i′_gdq＝i′_gd+ji′_gq，e′_dq＝e′_d+je′_q；

式中，E_s为风机端口故障后稳态电压幅值。

对式(16)进行派克反变换，将旋转坐标系变换为静止坐标系，则有故障后三相静止坐标系下的风电机组输出短路电流为：

i′_gabc＝Y_we′_gabc+I_sabc (17)

式中，e′_gabc为故障后风机端口并网点静止坐标系下三相电压；Y_w为故障后风电机组等效导纳；I_sabc为故障后风电机组等效电流源。

分别表示为：

构造风电机组频域下的故障突变量模型：

Δi_gabc＝i′_gabc-i_gabc＝Y_we′_gabc+ΔI_w

其中，ΔI_w为风电机组等效突变量电流源。

依据连接风电机组个数不同，风场连接方式可分为专线送出和多点T接送出。专线送出仅连接单台风电机组，多点T接送出连接多个风电机组，即链形接线连接方式。本实施例中构造的风电机组突变量阻抗模型适用于任何连接方式，根据风场拓扑情况变化获取风场模型，本实施例以风电场采用链形接线为例，进行说明：

风电场采用链形接线，风机与箱变采用一机一变的方式连接，一定数量的风电机组连接到一条汇集线路上，整个风电场由若干串风电机组构成。在同一条汇集线路上，多个风电机组并联运行；对于整个风电场，多串风电机组间仍满足并联关系，其中，保护安装处位于每一条汇集线路端口，且各汇集线路保护安装处电压与PCC点的电压相等。

直驱风电场等效电路图如图4所示，假设馈线上直驱风电机组的参数及稳态运行工况相同，每条汇集线路有n台PMSG并联运行。每条汇集线路故障突变量网络如图5所示，根据图5求解任一汇集线路上多机并联运行下的PMSG短路电流。

考虑换流变压器变比折算，风电场汇集线路电压、电流方程为：

其中，

Z_li＝R_li+jωL_li i＝1,…,n，

Z_Tw＝R_Tw+jωL_Tw，Z_w＝1/Y_w，

式中，Δu_M为故障突变量网络中风电场公共连接点(Point of Commonconnection,PCC)点电压；Δi_m1为风场PCC点流入该条汇集线路的电流；e_i为汇集线路上第i台风机出口端电压，i＝1,...,n；k_Tw为风电机组换流变压器变比。

进而，得到频域下的风场突变量阻抗模型表示为：

Δu_M＝Z_fcΔi_m1+ΔU_fc (20)

其中，

ΔU_fc＝(k_Tw ²Z_w+Z_Tw)ΔI_w

式中，Z_fc为风电场等效突变量阻抗；ΔU_fc为风电场等效突变量电压源。

由式(20)可知，风电机组突变量阻抗频率特性方程为：

式中，a_k(k＝1,...,6)，b_k(k＝1,...,7)，c_k(k＝1,...,6)为根据风电机组参数计算得到的常数，a₆、b₇、c₆均大于零。

根据式(21)可知，在不同角频率下，风电机组突变量阻抗呈现感性或容性特征。同时考虑到风电机组网侧换流器PWM调制时输出特征谐波为6k±1(k＝1,2,...)次谐波，并结合式(21)可求得风电机组阻抗呈感性时的频带为：

式中，ω_1.i(i＝1,2,3)为b₇ω⁷+b₅ω⁵+b₃ω³+b₁ω＝0的解，ω_2.i(i＝1,2,3)为c₆ω⁶+c₄ω⁴+c₂ω²+c₀＝0的解。

此时，风电场突变量阻抗等值为阻感性元件，即：

Z_fc＝R_fc+jω_fcLL_fc (23)

式中，R_fc、L_fc分别为风电场汇集线路等值电阻、电感。

由此，得到任一汇集线路故障后直驱风场的等效突变量阻抗模型，以及等值电阻和电感。

第二，基于故障后风场等效突变量阻抗模型，分别分析不同故障下汇集线路出口保护安装处及各风机端口的阻感性高频突变量能量，确定区内外故障突变量网络中突变量能量流动方向的差异性。

第一步中分析建立了每条汇集线路上的风电机组的突变量阻抗模型，利用故障暂态分量构建保护，可以更大限度地缩短保护时间。

充分考虑不同故障场景下风电场故障突变量网络拓扑变化，利用式(22)分析故障突变量网络中线路保护安装处及各风机端口感性频段的电压、电流信息，确定区内外故障突变量网络中突变量能量流动方向的差异性。

当风场内部汇集线路发生故障时，风场内拓扑结构发生改变，风场背侧拓扑结构不变，此时故障突变量网络如图6所示。其中，汇集线路故障为单相接地故障、两相接地故障、两相相间故障或三相故障。

以第2条汇集线路φ(φ＝a,b,c)相发生单相故障为例，分析汇集线路出口保护安装处及各风机端口的高频突变量能量：

根据图6，交流系统与非故障汇集线路的电压和电流存在以下关系：

式中，Δu_Mφ为故障突变量网络中风电场PCC点故障相φ相电压突变量，即汇集线路上保护安装处在故障相φ相的电压突变量；Δi_sφ为风场PCC点流入交流系统的故障相φ相电流；Δi_m1φ为风场PCC点流入非故障汇集线路的故障相φ相电流突变量；R_T、L_T分别为联络变压器电阻、电感；k_T为联络变压器变比；R_s、L_s分别为交流系统等值电阻、电感；ΔU_fc为风电场等效突变量电压源。

交流系统高频突变量能量W_sφ与非故障汇集线路高频突变量能量W_1φ分别为：

根据能量守恒定理，故障汇集线路的高频突变量能量W_2φ为：

各风电机组端口高频突变量能量为：

式中，Δu_wiφ为故障突变量网络中第i台风机端口φ相电压；Δi_wiφ为故障突变量网络中第i台风机φ相电流，即汇集线路上第i台风机φ相电流突变量；R_w、L_w分别为风电机组等值电阻、电感；ΔU_w为风电机组等值突变量电压源。

上述分析可知，发生区内汇集线路故障时，汇集线出口保护安装处高频突变量能量小于0，各风机端口高频突变量能量均大于0。

当风场内部风电机组发生故障时，应由风电机组换流变压器高压侧熔断器断开故障支路，此时汇集线路出口保护安装处及各风机端口的突变量能量为：

上述分析可知，发生区内风电机组故障时，汇集线出口保护安装处高频突变量能量小于0，任一风机端口高频突变量能量小于0。

当区外交流系统发生故障时，会使风场内机组的机端电压产生一定程度的跌落，暂态电流流经汇集线路馈入到故障点，此时故障网络的拓扑结构和区内故障存在较大的差异，根据该故障情况下的物理拓扑结构，结合风机的暂态模型可得出该场景下的电气量拓扑结构图，其网络拓扑结构如图7所示。

根据图7可知，被保护汇集线路的电压、和电流关系为：

此时保护安装处高频突变量能量为：

风场汇集线路区外故障时，风机电流馈入故障点，保护安装处突变量能量大于0。

区外其他汇集线发生故障，该故障场景下的拓扑结构如图8所示，分析被保护线路突变量能量为：

风场汇集线路区外其他汇集线故障时，保护安装处突变量能量大于0。

上述分析可知，发生区外故障时，汇集线出口保护安装处高频突变量能量大于0。

第三，基于被保护汇集线路保护安装处及各风机端口阻感性高频突变量能量在区内外故障时的差异性，构建故障识别判据，以识别汇集线路故障是否为区内汇集线路故障。

第二步中构造了含有多故障附加源的风场汇集线路故障突变网络，建立了包含故障参数的突变量能量方程。根据对不同位置发生故障后保护安装处及各风机端口的突变量能量分析可知，比较保护安装处及各风机端口突变量能量方向差异可判别故障发生的位置。

考虑到测量误差等因素的影响，通过下式设定汇集线路上保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数的动作门槛值：

W_set＝max{W_nor,W_m2max}

W_wiset＝max{W_wnor,W_wimax}

其中，

W_m2max＝∫Δu_MmaxΔi_m2maxdt，

W_wimax＝∫Δu_wimaxΔi_wimaxdt，

Δi_wimax＝Y_wΔu_wimax+ΔI_w，

式中，W_nor表示直驱风场稳态运行方式下端口能量，W_m2max表示直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路保护安装处的突变量能量；W_wnor表示直驱风场风机组稳态运行方式下端口能量，W_wimax表示直驱风场第i台风机组端口故障突变量能量；Δu_Mmax为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上保护安装处的电压突变量；Δi_m2max为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上保护安装处的电流突变量；Δu_wimax为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上第i台风机组端口的电压突变量；Δi_wimax为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上第i台风机组端口的电流突变量。

具体地，直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路保护安装处的突变量能量W_m2max，根据下述推导得到：

该汇集线路在末端短路下，各风机端口电压表示为：

式中，u_f为故障点为末端风机短路时的末端风机处的电压。

依次迭代得：

此时，得到集电线母线保护安装处突变量能量为：

W_m2max＝∫Δu_MmaxΔi_m2maxdt。

应该注意的是，直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上第i台风机组端口的电压突变量Δu_wimax，直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上保护安装处的电流突变量Δi_m2max通过采集得到。

基于动作门槛值，得到汇集线路上保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数，表示为：

进而，得到故障识别判据包括：

若汇集线路上满足保护安装处的高频突变能量差异系数小于0，且每一台风机端口处的高频突变能量差异系数均大于0，则发生区内汇集线路故障；

若汇集线路上满足保护安装处的高频突变能量差异系数小于0，且任一台风机端口处的高频突变能量差异系数小于0，则发生区内风电机组故障；

否则，发生区外故障。

具体地，若识别为区内汇集线路故障，保护动作；若识别为区内风电机组故障，由风电机组换流变高压侧熔断器断开故障支路；若识别为汇集线路区外故障，保护不动作。

实施例2

本发明的一个具体实施例2，提供了一种基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护系统，如图9所示，包括：

数据获取模块，用于当监测到直驱风场汇集线路故障发生时，获取故障前和故障后汇集线路保护安装处和各风机端口处的电压、电流，以及，故障后的电角度；

高频突变能量差异系数计算模块，用于基于所获取的信息，得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变量能量和动作门槛值，进而得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数；

故障识别和保护动作模块，用于根据所述汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数和故障识别判据，判断汇集线路故障类型，若故障类型为区内汇集线路故障，则启动保护动作，以实现对直驱风场的保护。

实施时，所述故障识别和保护动作模块中汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数，表示为：

式中，s_m、s_wi分别表示汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的高频突变能量差异系数；h为采样时间间隔，T为积分时间，N为总采样点数；Δu_Mφ(j)、Δi_Mφ(j)分别表示汇集线路上保护安装处在故障相φ相的第j个采样点的电压突变量和电流突变量，Δe_wiφ(j)、Δi_wiφ(j)分别表示汇集线路上第i台风机端口处在故障相φ相的第j个采样点的电压突变量和电流突变量；W_set、W_wiset分别表示汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的动作门槛值。

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2的正确性，对上述实施例中的方案进行试验验证，直驱风场汇集线系统主要参数如表1所示。

表1直驱风场汇集线系统主要参数

本实施例中，以故障发生时刻为零时刻，考虑故障发生位置、过渡电阻的影响，将仿真验证分为如下3个部分：

第一部分：风场汇集线路区内发生不同过渡电阻故障的仿真验证结

当汇集线路50％处分别发生A相接地故障、BC两相相间故障、ABC三相故障时，过渡电阻的变化范围为0～300Ω。以上三种故障情况下的保护安装处突变量能量差异系数s_m及各风机端口s_w2(本实施例中以汇集线路上第2台风机为例)，如图10(a)、图10(b)、图10(c)、图10(d)、图10(e)及图10(f)所示。

由图10(a)、图10(b)、图10(c)、图10(d)、图10(e)及图10(f)可知，不同故障类型下，过渡电阻越小，故障时间越久，故障越严重，同一时间断面下s_m与s_w2幅值越大，保护识别为区内汇集线路发生故障。从图10可以看出，当A相接地故障，线路过渡电阻为300Ω时，在t＝0.1ms时s_m有最大值，其值为-228.661，仍小于零。当A相故障过渡电阻为300Ω时，在t＝0.1ms时，s_w2有最小值，其值为35.435，仍大于零。根据以上分析可知，实施例1和实施例2提供的方法和系统在线路区内发生高阻故障时，保护能够正确动作，不受故障类型的影响，具有较高的灵敏度和快速识别能力。

第二部分：风场汇集线路区内不同位置处发生故障的仿真验证

设汇集线路区内不同位置处分别发生A相接地故障和AB两相接地故障，过渡电阻为100Ω。该故障情况下的保护安装处突变量能量差异系数s_m及风机端口突变量能量差异系数s_w2，如图11(a)、图11(b)、图11(c)、图11(d)所示。

由图11(a)、图11(b)、图11(c)、图11(d)可知，当线路不同位置处发生故障时，A相接地故障时同一时间断面下，s_m与s_w2波动程度较小，AB两相故障时同一时间断面下，s_m与s_w2波动程度较大。不同故障情况下均满足s_m<0、s_w2>0，保护识别为区内汇集线路发生故障。在距离M端1％位置处发生线路故障时，在t＝2ms时，s_m为最大值，其值为-261.776，但仍远小于零。在距离M端1％位置处发生线路故障时，在t＝1.2ms时s_w2为最小值，其值为228.45，但仍大于零。根据仿真结果分析可知，实施例1和实施例2提供的方法和系统提出的故障识别判据不受故障位置的影响，当线路末端发生高阻故障时，仍具有较高的灵敏度。

第三部分：风场汇集线路区外发生经不同过渡电阻发生故障的仿真验证

汇集线路区外故障时，只需识别M端保护安装处突变量能量方向差异即可。设汇集线路区外交流系统和其他汇集线分别发生A相接地故障，过渡电阻变化范围为0～300Ω，和BC两相接地故障，过渡电阻变化范围为0～100Ω。以上故障情况下仿真结果如图12(a)、图12(b)、图13(a)、图13(b)所示。

由图12(a)、图12(b)可知，M端背侧交流系统发生A相接地故障，过渡电阻为0～300Ω时，和BC相间故障，过渡电阻为0～100Ω时，保护安装处突变量能量差异系数s_m均大于零，判定为区外故障。当发生A相接地故障，过渡电阻为300Ω，t＝0.1ms时，s_m有最小值，为912.37，说明线路区内未发生故障，保护可靠不动作。

由图13(a)、图13(b)可知，M端背侧其他汇集线路发生A相接地故障和BC相间故障时，保护安装处突变量能量差异系数s_m均大于零，判定为汇集线路区外故障。当发生A相接地故障，过渡电阻为300Ω，t＝0.1ms时，s_m有最小值为547.5745，说明线路区内未发生故障，保护可靠不动作。

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 (10)

1.一种基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法，其特征在于，包括以下步骤：

当监测到直驱风场汇集线路故障发生时，获取故障前和故障后汇集线路保护安装处和各风机端口处的电压、电流，以及，故障后的电角度；

基于所获取的信息，得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变量能量和动作门槛值，进而得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数；

根据所述汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数和故障识别判据，判断汇集线路故障类型，若故障类型为区内汇集线路故障，则启动保护动作，以实现对直驱风场的保护。

2.根据权利要求1所述的基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法，其特征在于，所述汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数，表示为：

式中，s_m、s_wi分别表示汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的高频突变能量差异系数；h为采样时间间隔，T为积分时间，N为总采样点数；Δu_Mφ(j)、Δi_Mφ(j)分别表示汇集线路上保护安装处在故障相φ相的第j个采样点的电压突变量和电流突变量，Δe_wiφ(j)、Δi_wiφ(j)分别表示汇集线路上第i台风机端口处在故障相φ相的第j个采样点的电压突变量和电流突变量；W_set、W_wiset分别表示汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的动作门槛值。

3.根据权利要求1所述的基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法，其特征在于，所述故障识别判据包括：

若汇集线路上满足保护安装处的高频突变能量差异系数小于0，且每一台风机端口处的高频突变能量差异系数均大于0，则发生区内汇集线路故障；

若汇集线路上满足保护安装处的高频突变能量差异系数小于0，且任一台风机端口处的高频突变能量差异系数小于0，则发生区内风电机组故障；

否则，发生区外故障。

4.根据权利要求2所述的基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法，其特征在于，通过下述方式确定汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的动作门槛值W_set、W_wiset：

W_set＝max{W_nor,W_m2max}

W_wiset＝max{W_wnor,W_wimax}

式中，W_nor表示直驱风场稳态运行方式下端口能量，W_m2max表示直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路保护安装处的突变量能量；W_wnor表示直驱风场风机组稳态运行方式下端口能量，W_wimax表示直驱风场汇集线路上第i台风机组端口故障突变量能量。

5.根据权利要求4所述的基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法，其特征在于，所述直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路保护安装处的突变量能量W_m2max，表示为：

W_m2max＝∫Δu_MmaxΔi_m2maxdt

式中，Δu_Mmax为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上保护安装处的电压突变量；Δi_m2max为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上保护安装处的电流突变量。

6.根据权利要求5所述的基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法，其特征在于，所述直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上保护安装处的电压突变量Δu_Mmax，表示为：

其中，

Z_li＝R_li+jωL_li，

Z_Tw＝R_Tw+jωL_Tw，Z_w＝1/Y_w，

式中，k_Tw为风电机组换流变压器变比，R_li、L_li分别为汇集线路第i台风机组的电阻、电感，R_Tw、L_Tw分别表示风机组换流变压器电阻、电感；ω为角频率，u_f为故障点为末端风机短路时的末端风机处的电压，n表示汇集线路上风机组的总数量，n>3；ω_p、ω_s分别为p次谐波角频率和基波角频率；E_s为风机端口故障后稳态电压幅值；K_ppll、K_ipll分别为锁相环PI控制比例、积分系数；θ_u为故障后电网实际电角度；K_gp、K_gi分别为电流环PI控制比例、积分系数；R_g、L_g分别为网侧变流器进线电抗器的等效电阻、电感；

分别为稳态运行情况下d、q轴电流参考值，

分别为故障后稳态运行情况下d、q轴电流参考值。

7.根据权利要求6所述的基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法，其特征在于，所述直驱风场汇集线路上第i台风机组端口故障突变量能量W_wimax，表示为：

W_wimax＝∫Δu_wimaxΔi_wimaxdt

式中，Δu_wimax为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上第i台风机组端口的电压突变量；Δi_wimax为直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上第i台风机组端口的电流突变量。

8.根据权利要求7所述的基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护方法，其特征在于，所述直驱风场末端风机短路最大运行方式下汇集线路上第i台风机组端口的电流突变量Δi_wimax，表示为：

Δi_wimax＝Y_wΔu_wimax+ΔI_w。

9.一种基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护系统，其特征在于，包括：

数据获取模块，用于当监测到直驱风场汇集线路故障发生时，获取故障前和故障后汇集线路保护安装处和各风机端口处的电压、电流，以及，故障后的电角度；

高频突变能量差异系数计算模块，用于基于所获取的信息，得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变量能量和动作门槛值，进而得到汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数；

故障识别和保护动作模块，用于根据所述汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数和故障识别判据，判断汇集线路故障类型，若故障类型为区内汇集线路故障，则启动保护动作，以实现对直驱风场的保护。

10.根据权利要求9所述的基于高频突变量能量的直驱风场汇集线路保护系统，其特征在于，所述故障识别和保护动作模块中汇集线路保护安装处和各风机端口处的高频突变能量差异系数，表示为：

式中，s_m、s_wi分别表示汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的高频突变能量差异系数；h为采样时间间隔，T为积分时间，N为总采样点数；Δu_Mφ(j)、Δi_Mφ(j)分别表示汇集线路上保护安装处在故障相φ相的第j个采样点的电压突变量和电流突变量，Δe_wiφ(j)、Δi_wiφ(j)分别表示汇集线路上第i台风机端口处在故障相φ相的第j个采样点的电压突变量和电流突变量；W_set、W_wiset分别表示汇集线路上保护安装处和第i台风机端口处的动作门槛值。

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