一种与继电保护协同的IIDG故障控制策略

一种与继电保护协同的iidg故障控制策略
技术领域
1.本发明属于iidg并网控制和继电保护领域，具体涉及一种与继电保护协同的iidg故障控制策略。


背景技术：

2.继电保护作为电网安全稳定运行的第一道防线，对保证电能高效稳定的传输和利用起着重要作用。然而，随着大量逆变型分布式电源(inverter interfaced distributed generation,iidg)接入配电网中，配电网由简单的单电源供电网络变为复杂的多电源供电网络，使故障电流双向流动，导致传统的三段式电流保护不再适用。为了适应iidg的接入，保证配电网保护的选择性，需要采用方向过流保护。方向元件是方向过流保护的关键元件，配电网中常用的方向元件包括正序故障分量方向元件、功率方向元件、零序方向元件等，其中，由于正序故障分量能反映所有故障类型，且具有不受负荷及过渡电阻影响的优点，因此正序故障分量方向元件是应用最广泛的方向元件。
3.正序故障分量方向元件根据保护测量的正序故障分量电压相量和正序故障分量电流相量之间的相位关系判断故障方向。规定正方向为母线指向线路，则正序故障分量方向元件的正方向动作判据为该判据成立则判为正方向；反方向动作判据为该判据成立则判为反方向。可见，和之间的相位计算结果能够用来分析方向元件的性能，而iidg的正序等值阻抗相角可表示为该相角与保护测量的和之间的相位计算结果仅相差一个由于规定正方向造成的负号，进而，可以用argδz1分析正序故障分量方向元件的性能。下面通过argδz1特性分析正序故障分量方向元件的性能。
4.已有研究表明，与同步发电机正序等值阻抗相角恒定为接近90
°
不同，iidg的正序等值阻抗相角argδz1不再恒定为接近90
°
，而是在-180
°
～180
°
范围内大幅变化，变化规律复杂。相关文献明确做了记载，例如李彦宾，贾科，毕天姝等著的《逆变型电源对故障分量方向元件的影响机理研究》电网技术，2017，41(10)：3230-3236。
5.由于argδz1在-180
°
～180
°
范围内大幅变化的特殊性，iidg并网线路正方向故障时，正序故障分量方向元件的正方向动作判据存在不满足的情况，即不满足而是落入反方向动作区，即导致正序故障分量方向元件应用于iidg并网线路时将正方向故障误判为反方向故障的问题。
6.针对iidg接入配电网后，正序故障分量方向元件应用于iidg并网线路时将正方向故障误判为反方向故障的问题，目前已提出了多种方向元件的改进方案，甚至提出了新的方向元件原理。现有改进方案和新方向元件原理，均停留在利用iidg故障电流和故障电压的特殊变化规律层面，虽然能在一定程度上缓解iidg的影响，但并未直接反映iidg等值阻
抗相角的特性，甚至忽略了iidg的并网低电压穿越要求，造成了现有改进方案和新方向元件原理难以从根本上解决正序故障分量方向元件应用于iidg并网线路时将正方向故障误判为反方向故障的问题。


技术实现要素：

7.为克服现有技术中存在的上述问题，本发明公开了一种与继电保护协同的iidg故障控制策略。该故障控制策略通过控制并网点正序电流相量间接达到控制和之间的相位计算结果恒定在-90
°
的目的，从而从根本上解决正序故障分量方向元件应用于iidg并网线路时将正方向故障误判为反方向故障的问题。
8.本发明采用的具体技术方案如下：
9.一种与继电保护协同的iidg故障控制策略，包括以下步骤：
10.(1)控制和保护一体化装置安装于iidg的并网点，完成iidg的并网逆变器控制与继电保护功能，在iidg并网线路正常运行及故障后，均按以下方法获取电气量。装置直接采集到并网点三相电压及三相电流的采样值序列ua(k)、ub(k)、uc(k)和ia(k)、ib(k)、ic(k)。分别利用式(1)和式(2)，计算得到三相电压故障分量采样值序列δua(k)、δub(k)、δuc(k)和三相电流故障分量采样值序列δia(k)、δib(k)、δic(k)。
[0011][0012][0013]
式中，k为采样点序号，n1为每周期采样点数。
[0014]
然后，利用式(3)计算三相电压故障分量中的正序分量采样值序列δu1(k)和三相电流故障分量中的正序分量采样值序列δi1(k)，本发明中电气量下角标1代表正序分量。
[0015][0016]
利用式(4)计算三相电压、三相电流的正序分量采样值序列u1(k)和i1(k)。
[0017][0018]
利用式(5)计算三相电流的负序分量采样值序列i2(k)，本发明中电气量下角标2代表负序分量。
＝1，按式(9)直接给定正序电流内环的参考值
[0035][0036]
其中，分别对应的d轴分量参考值和q轴分量参考值，通过步骤(4)计算得到。
[0037]
(4)故障启动后，iidg故障控制策略的控制目标设置为正序故障分量电压相量与正序故障分量电流相量之间的相位差恒定在-90
°
，即
[0038][0039]
式中，为的相位，为的相位。
[0040]
步骤(1)计算的与正序电压相量的关系满足其中，为故障启动前计算的正序电压相量由于故障后的正序电压相量与故障类型、故障时刻、过渡电阻等因素有关，故障前后的正序电压相量会发生突变，则不可控，因此虽然已知，但不可控，进而不可控，要实现式(10)的控制目标，只能通过控制的相位实现。根据式(10)，可确定的参考值的相位
[0041][0042]
步骤(1)计算的与正序电流相量的关系满足其中，为故障启动前计算的正序电流相量由于是已知的，因此可通过控制正序电流相量控制的相位因此，被控量确定为其参考值为
[0043]
由于故障后iidg应按照《gb/t 19964-2012光伏系统并网技术要求》中规定的并网低电压穿越要求，提供无功电流支撑并网点电压，因而应包含无功分量。中无功分量的大小由并网点电压跌落程度决定，并网点电压跌落程度可通过并网点电压标幺值ug衡量，ug可根据步骤(1)中计算的正序电压相量的幅值利用式(12)计算得到，
[0044][0045]
式中，un为电网额定电压。
[0046]
然后，根据并网低电压穿越要求及式(10)的控制目标，按照ug所在的范围，利用式(13)和式(14)分别确定被控量的q轴分量参考值和d轴分量参考值
[0047]
[0048][0049]
式(13)和式(14)中，分别为当ug＞0.9时的取值，通过步骤(5)计算得到，分别为当0.2≤ug≤0.9时的取值，通过步骤(6)计算得到，分别为当ug＜0.2时的取值。根据ug＜0.2时的并网低电压穿越要求，确定其中，in为iidg的额定电流，μ为故障后iidg输出电流的限幅倍数，μ的取值范围为1.2至2.0。
[0050]
(5)当步骤(4)中式(12)计算的并网点电压标幺值ug满足ug＞0.9时，由于iidg按照ug＞0.9时的并网低电压穿越要求无需提供无功电流，则可仅根据式(10)的控制目标确定。因此，根据式(10)的控制目标，首先确定被控量的参考值的幅值和相位然后根据计算
[0051]
首先确定考虑电力电子器件承受过电流能力，故障后iidg的输出电流幅值受限，因此将设定为
[0052]
再确定根据式(10)的控制目标及式(11)计算的确定的过程如下。
[0053]
在电压、电流相平面内，选取作为参考相量，即令的相位所以横轴正方向即为相量的方向，和的相位的相位和即为各相量与参考相量之间的相位差。故障前iidg以单位功率因数正常运行，则由于故障后包含的无功分量滞后于因而滞后于在规定逆时针方向为正方向的前提下，有构造由相量和组成的三角形
△
efg，其中以边fg表示且方向为f点指向g点，以边fe表示且方向为f点指向e点，以边eg表示且方向为e点指向g点。
[0054]
设滞后于的角度为α，同时，的补角为β，即
[0055][0056][0057]
根据式(11)和式(16)，可得β：
[0058][0059]
在
△
efg中，由正弦定理可得：
[0060][0061]
式中，为的幅值，
[0062]
将代入式(18)，可得α为：
[0063][0064]
根据式(15)得为：
[0065][0066]
最后，根据及利用式(21)计算当ug＞0.9时的取值的取值
[0067][0068]
通过以上过程得到步骤(4)的式(13)、式(14)所需要的当ug＞0.9时的取值
[0069]
(6)当步骤(4)中式(12)计算的并网点电压标幺值ug满足0.2≤ug≤0.9时，由于iidg需按照0.2≤ug≤0.9时并网低电压穿越要求提供无功电流，则需根据并网低电压穿越要求直接确定。因此先确定后再根据及式(10)的控制目标确定
[0070]
首先确定根据0.2≤ug≤0.9时的并网低电压穿越要求，
[0071]
再确定根据式(10)的控制目标及式(11)计算的确定确定过程如下：
[0072]
在步骤(5)中的电压、电流相平面内，构造由相量和组成的三角形
△
efg后，延长边eg与纵轴相交于点h，由fh、fe及he构成直角
△
ehf，其中，∠fhe为直角，以边fh表示，以边hg表示。
[0073]
与边he、边eg的关系为：
[0074][0075]
在直角
△
ehf中，设的内错角为γ，即：
[0076][0077]
求得he为：
[0078][0079]
将he、代入式(22)，计算
[0080][0081]
通过以上过程得到步骤(4)的式(13)、式(14)所需要的当0.2≤ug≤0.9时≤0.9时的取值
[0082]
(7)控制器按步骤(3)中式(9)给定的正序电流内环的参考值实施控制。故障启动后，当并网点电压标幺值ug≥0.2时，可达到如下控制目标：与的相位差即确保正方向故障时，均满足：
[0083][0084]
从而确保iidg并网线路正方向故障时，正序故障分量方向元件能够正确判断为正方向，不再误判为反方向。
[0085]
本发明的有益效果是，相比于现有技术利用iidg故障电流和故障电压特殊变化规律来改进方向保护，本发明设计了符合并网低电压穿越要求并与继电保护协同的iidg故障控制策略，使得故障后，保护测量的正序故障分量电压相量与正序故障分量电流相量之间的相位差恒定为-90
°
，在不改变现有的正序故障分量方向元件判据的情况下，也能确保正序故障分量方向元件在正方向故障时正确动作，解决了正序故障分量方向元件应用于iidg并网线路时将正方向故障误判为反方向故障的问题。
附图说明
[0086]
图1是控保协同时序图；
[0087]
图2是故障控制策略原理图。
具体实施方式
[0088]
下面结合附图并举实施例对本发明的具体实施方式作进一步详细说明。
[0089]
图1为控保协同时序图，根据控保协同时序图实现与继电保护协同的iidg控制策略切换过程，图2为故障控制策略原理图。
[0090]
额定容量为0.2mw的iidg经并网点断路器接入10kv配电网，控制和保护一体化装置安装于iidg的并网点。iidg并网点与10kv变电站之间经长度为0.1km的并网线路连接，并网线路称为l1。
[0091]
iidg处于稳定并网运行状态，控制和保护一体化装置中的并网控制器采用双闭环控制，外环按恒功率控制策略工作，电流内环采用正、负序分离控制策略。
[0092]
本发明全部实施例中，控制和保护一体化装置直接采集电压互感器及电流互感器二次侧的电气量。装置采集并记录并网点三相电压采样值序列ua(k)、ub(k)、uc(k)及并网点三相电流采样值序列ia(k)、ib(k)、ic(k)。k表示采样点序号，取每周期采样点数n1＝24。
[0093]
利用式(27)计算出三相电压、三相电流的正序分量采样值序列u1(k)和i1(k)，
[0094][0095]
根据u1(k)，利用式(28)计算出正序电压相量的实部u
1re
(k)和虚部u
1im
(k)，
[0096][0097]
利用式(29)计算出正序电压相量的幅值和相位
[0098][0099]
同理，根据i1(k)，利用式(30)和式(31)，计算出正序电流相量的实部i
1re
(k)和虚部i
1im
(k)以及幅值和相位
[0100][0101]
[0102]
根据ua(k)、ub(k)、uc(k)和ia(k)、ib(k)、ic(k)，利用式(32)和式(33)，计算得到三相电压故障分量采样值序列δua(k)、δub(k)、δuc(k)和三相电流故障分量采样值序列δia(k)、δib(k)、δic(k)。
[0103][0104][0105]
利用式(34)计算出三相电压故障分量中的正序分量采样值序列δu1(k)和三相电流故障分量中的正序分量采样值序列δi1(k)。
[0106][0107]
实施例1：
[0108]
在t＝1.0s时，并网线路l1发生ab相间接地故障。
[0109]
根据式(34)计算出的正序故障分量电压采样值序列δu1(k)，利用式(35)的判据进行故障启动检测。
[0110]
|δu1(k)|＞u
set
＝2v
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(35)
[0111]
式中，δu1(k)以二次值表示，故障启动判据阈值u
set
也按二次值设定，本实施例中取u
set
＝2％un＝2v，un为电压互感器二次侧额定电压un＝100v。
[0112]
t＝1.0s对应的采样点序号k＝1200，k＝1201、k＝1202、k＝1203连续3个采样点对应的采样值分别为|δu1(1201)|＝11.3v、|δu1(1202)|＝9.8v、|δu1(1203)|＝8.3v，均满足式(35)的判据，判为故障启动。
[0113]
故障启动后，t＝1.0s时iidg的控制策略切换为故障控制策略，在t＝1.04s到达稳定状态，t＝1.04s对应的采样点序号k＝1201+48＝1249。
[0114]
根据式(34)计算的δu1(k)，利用式(36)和式(37)计算出正序故障分量电压相量的实部δu
1re
(k)和虚部δu
1im
(k)以及幅值和相位
[0115][0116][0117]
取k＝1249，计算得的相位为确定的参考值的相位为
[0118][0119]
k＝1249时，根据un＝100v及式(28)、式(29)计算的利用式(39)计算出并网点电压标幺值ug为
[0120][0121]
并网点电压标幺值ug＝0.95满足ug＞0.9，则在图2所示的电压、电流的相平面内，根据确定
[0122]
图2中，由于为参考相量，所以横轴正方向即为相量的方向，故障前iidg以单位功率因数正常运行，则故障后包含的无功分量滞后因而滞后于在规定逆时针方向为正方向的前提下，有构造由相量和组成的三角形
△
efg。
[0123]
图2中，的补角为β，则：
[0124][0125]
将式(38)计算的代入式(40)，可得β：
[0126][0127]
在
△
efg中，由正弦定理可得：
[0128][0129]
故障启动前iidg在额定运行状态下，则其中，in为电流互感器二次侧额定电流in＝1a。故障启动后iidg输出电流的幅值受限，取将及代入式(42)，求得图2中滞后于的角度α为：
[0130][0131]
再根据式(44)，得
[0132]
[0133]
利用式(45)计算得当ug＞0.9时的q轴分量参考值和d轴分量参考值的取值
[0134][0135]
利用式(46)计算出的q轴分量参考值和d轴分量参考值
[0136][0137]
故障启动后，控制策略切换的控制变量取k0＝1，按式(47)直接给定正序电流内环的参考值，并按实施控制，
[0138][0139]
根据式(34)计算的δi1(k)，利用式(48)和式(49)，计算出正序故障分量电流相量的实部δi
1re
(k)和虚部δi
1im
(k)以及幅值和相位
[0140][0141][0142]
k＝1249时，利用式(48)和式(49)实测得则与的相位差为：
[0143][0144]
则接近正序故障分量方向元件的最大灵敏角-90
°
。
[0145]
正序故障方向元件的相位计算结果满足：
[0146][0147]
实现了并网线路l1发生ab相间接地故障时，正序故障分量方向元件正确判断为正方向。
[0148]
实施例2：
[0149]
在t＝1.0s时，并网线路l1发生a相接地故障。
[0150]
本实施例与实施例1中式(35)的故障启动判据相同，根据式(34)计算出的正序故障分量电压采样值序列δu1(k)，利用式(35)的判据进行故障启动检测。
[0151]
t＝1.0s对应的采样点序号k＝1200，k＝1201、k＝1202、k＝1203连续3个采样点对应的采样值分别为|δu1(1201)|＝10.5v、|δu1(1202)|＝9.8v、|δu1(1203)|＝5.1v，均满足式(35)的判据，判为故障启动。
[0152]
故障启动后，在t＝1.0s时iidg的控制策略切换为故障控制策略，在t＝1.04s到达稳定状态，t＝1.04s对应的采样点序号k＝1201+48＝1249。
[0153]
取k＝1249，根据式(34)计算的δu1(k)，利用式(36)和式(37)计算得正序故障分量电压相量的相位确定的参考值的相位为
[0154][0155]
k＝1249时，根据un＝100v及式(28)、式(29)计算的利用式(53)计算得并网点电压标幺值ug为
[0156][0157]
并网点电压标幺值ug＝0.72满足0.2≤ug≤0.9，根据0.2≤ug≤0.9时的并网低电压穿越要求，利用式(54)计算得
[0158][0159]
再根据确定在图2所示的电压、电流相平面内，构造由相量在图2所示的电压、电流相平面内，构造由相量和组成的三角形
△
efg，延长边eg与纵轴相交于点h，由fh、he及fe构成直角
△
ehf，其中，∠fhe为直角，以边fh表示，以边hg表示。
[0160]
在直角
△
ehf中，设的内错角为γ，即：
[0161][0162]
利用式(56)求得边he为：
[0163][0164]
故障启动前iidg在额定运行状态下，则可得
[0165][0166]
利用式(58)计算出的q轴分量参考值和d轴分量参考值
[0167][0168]
故障启动后，控制策略切换的控制变量取k0＝1，按式(59)直接给定正序电流内环的参考值，并按实施控制：
[0169][0170]
k＝1249时，利用式(48)和式(49)实测得则与的相位差为：
[0171][0172]
则接近正序故障分量方向元件的最大灵敏角-90
°
。
[0173]
正序故障方向元件的相位计算结果满足：
[0174][0175]
实现了并网线路l1发生a相接地故障时，正序故障分量方向元件正确判断为正方向。
[0176]
以上所示，仅为本发明较佳的实施方式，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，都应该涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。