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摘要 受光伏逆變器控制策略影響，光伏場站呈弱饋性和電流相位受控特性，導(dǎo)致送出線路光伏側(cè)距離保護的測量阻抗無法正確反映故障所在位置，抗過渡電阻能力大大下降。根據(jù)送出線路系統(tǒng)的故障分量序網(wǎng)圖推導(dǎo)出線路短路阻抗的求解方程組，同時基于光伏場站直流母線接入的超導(dǎo)磁儲能（superconducting magnetic energy storage，SMES）改變傳統(tǒng)的低電壓穿越控制策略，通過控保協(xié)同消除方程組中的未知量，進而對線路短路阻抗進行求解，提出了基于超導(dǎo)磁儲能的光伏場站送出線路距離保護方案。與現(xiàn)有推導(dǎo)線路短路阻抗的方法相比，該方法不存在近似計算，計算準確度得到很大提升；且相比于其他控保協(xié)同方案，該方案在保證距離保護可靠動作的同時也兼顧了故障期間光伏場站對于電網(wǎng)的無功支撐，其低電壓穿越能力不僅沒有被削弱，反而得到一定的提升。
1 光伏送出線路距離保護適應(yīng)性分析
光伏場站送出線路如圖1所示，在送出線路MN中的K點處發(fā)生短路故障，此時保護m處測得的電壓圖片和電流圖片的關(guān)系為
圖1 光伏場站送出線路
Fig.1 Transmission line of photovoltaic station
根據(jù)式（2）可知，測量阻抗Zm由線路阻抗ZMK和附加阻抗ΔZ組成，其中圖片當小電源側(cè)為同步電源時，短路故障后兩端故障電流的相位由線路兩端故障前的電壓決定。考慮到系統(tǒng)的穩(wěn)定運行條件，正常運行時兩端電壓相位相差不會太大，所以故障后兩端電流的相位差也并不大，通過傳統(tǒng)四邊形特性距離保護即可解決此類誤差。
然而，當小電源側(cè)是光伏場站時，其輸出故障電流的相位和幅值由逆變器低電壓控制策略所決定，送出線路兩端的電流相位差異較大，導(dǎo)致附加阻抗ΔZ的相位無法確定，從而造成距離保護無法獲得準確的測量阻抗，并可能引起保護拒動或誤動。附加阻抗的影響如圖2所示。在圖2中，當ΔZ表現(xiàn)為純阻性時，發(fā)生區(qū)內(nèi)短路故障保護易拒動；當ΔZ表現(xiàn)為阻容性時，發(fā)生區(qū)外短路故障時保護易誤動；當ΔZ表現(xiàn)為阻感性時，發(fā)生區(qū)內(nèi)短路故障時保護也容易拒動。
圖2 附加阻抗的影響
Fig.2 Effect of additional impedance
2 基于超導(dǎo)磁儲能的光伏場站控制策略
根據(jù)第1節(jié)分析可知，光伏場站送出線路距離保護不能正確動作的原因是兩端故障電流存在不確定的相位差，導(dǎo)致保護處測得的實際阻抗和線路短路阻抗（保護安裝處至短路點的線路阻抗）有較大誤差。如果可以通過與光伏場站的控制策略配合，直接求解出線路短路阻抗，即可消除過渡電阻的影響、提升距離保護的適應(yīng)性。
2.1 控保協(xié)同原理分析
以單相接地短路為例，當送出線路發(fā)生A相短路故障時，圖1所示的送出線路中A相故障網(wǎng)絡(luò)如圖3所示。
圖3 A相故障網(wǎng)絡(luò)
Fig.3 Network of phase-A fault
根據(jù)故障網(wǎng)絡(luò)可得保護m處測得的A相電壓和電流的關(guān)系為
式中：R1和L1為送出線路單位長度的正序電阻和電感；lMK為保護m處至短路點k的距離；圖片和圖片分別為保護m處和短路點處流過的A相電流；圖片為保護m處的零序電流；ω為功率角頻率；kR和kL分別為零序電流電阻補償系數(shù)和零序電流電感補償系數(shù)，kR=(R0?R1)/3R1，kL=(L0?L1)/3L1。
式（3）構(gòu)成的方程中，存在較多的未知量，因此無法對故障距離進行求解。為簡化式（3），構(gòu)造故障零序分量網(wǎng)絡(luò)，如圖4所示，由零序故障分量網(wǎng)絡(luò)建立的方程可表示為
圖4 A相故障零序分量網(wǎng)絡(luò)
Fig.4 Zero-sequence component network under phase-A fault
由于Zn0=Rn0+jωLn0，非線性方程中包含4個未知量，分別為lMK、Rf、Rn0和Ln0。想要求解得到短路點至保護m處的距離lMK，即求解線路短路阻抗，需構(gòu)造一組包含4個方程的方程組。非線性方程由包含實部和虛部的向量組成，將實部和虛部進行分解，目前可得出2個不相關(guān)的方程。此外，當光伏控制策略調(diào)整時，由于在不同控制策略下光伏場站外部等值故障網(wǎng)絡(luò)不會發(fā)生改變，上述推導(dǎo)分析仍適用。
根據(jù)上述分析，如果可以再構(gòu)造2個不相關(guān)的方程，即可直接計算出故障距離，求解出線路短路阻抗。
現(xiàn)有求解線路短路阻抗的方法大多利用逆變器控制策略的靈活性，通過調(diào)節(jié)逆變電源正序電流得到對應(yīng)方程，但都難以兼顧故障期間光伏場站對網(wǎng)絡(luò)的無功支撐，與新能源并網(wǎng)規(guī)定存在沖突。
由于光伏發(fā)電不具有機械旋轉(zhuǎn)部分，與風(fēng)電相比，其轉(zhuǎn)動慣量較小，更易受到外界因素的干擾。為提高光伏場站正常運行的穩(wěn)定性，現(xiàn)有光伏場站往往在直流母線增加混合儲能（蓄電池+超導(dǎo)磁儲能）來平抑功率波動、穩(wěn)定直流側(cè)的母線電壓。并且，當系統(tǒng)發(fā)生較嚴重的短路故障時，光伏場站發(fā)出的功率無法及時外送，能量的積聚會導(dǎo)致直流母線過電壓，此時利用接入的混合儲能可以大大降低暫態(tài)過電壓程度。因此在直流側(cè)接入混合儲能已逐漸被廣泛應(yīng)用。
基于上述分析，提出利用光伏場站直流側(cè)連接的超導(dǎo)磁儲能，在提升光伏低電壓穿越能力的基礎(chǔ)上，構(gòu)造4個不相關(guān)的求解線路短路阻抗的方程，合理解決送出線路距離保護誤動或拒動的問題。
2.2 基于超導(dǎo)磁儲能的光伏場站低電壓穿越策略
為構(gòu)造多組方程，現(xiàn)提出基于超導(dǎo)磁儲能的光伏場站低電壓穿越策略：在不改變光伏最大功率跟蹤運行模式下，利用光伏場站直流側(cè)增加的超導(dǎo)磁儲能對逆變器輸出的有功和無功進行分階段調(diào)節(jié)來提升光伏的低電壓穿越能力。故障期間，超導(dǎo)磁儲能平衡輸出的有功，在保證直流母線電壓穩(wěn)定的同時，增大逆變器無功輸出，提升故障時光伏場站對電網(wǎng)電壓的支撐能力，同時解決線路短路阻抗無法計算的問題。
2.2.1 光伏場站拓撲模型
光伏場站一般為2級式結(jié)構(gòu)，第1級結(jié)構(gòu)為Boost升壓電路，光伏通過其實現(xiàn)最大功率跟蹤；第2級結(jié)構(gòu)為DC-AC逆變器，光伏通過其中的PQ控制策略實現(xiàn)交流并網(wǎng)；SMES和直流母線之間采用雙向DC-DC連接。主要拓撲模型如圖5所示。
圖5 光伏場站拓撲模型
Fig.5 Topology model of photovoltaic station
Boost電路和逆變器之間的直流濾波電容實現(xiàn)了2級之間的解耦，對2級之間的能量變化起到緩沖作用。之所以在故障暫態(tài)期間選擇超導(dǎo)磁儲能提高光伏的低電壓穿越能力，而不選擇蓄電池，是因為SMES具有響應(yīng)速度快、大功率輸出等優(yōu)勢，暫態(tài)期間能迅速反應(yīng)控制策略的要求，減少保護動作延時。
2.2.2 Boost電路控制策略
光伏的輸出功率隨電壓的變化而變化，存在唯一的極點使其輸出功率最大，但在光伏場站運行期間，其不一定工作在最大功率點，導(dǎo)致光伏的輸出效率大大降低。當光照和溫度條件改變時，光伏的最大功率點也會隨之改變，因此光伏場站在運行時需具備最大功率跟蹤（maximum power point tracking，MPPT）能力，其通常由Boost電路來實現(xiàn)。本文采用目前廣泛研究的擾動觀察法來實現(xiàn)MPPT。
2.2.3 DC-AC逆變器低電壓穿越控制策略
當網(wǎng)側(cè)發(fā)生電壓跌落時，超導(dǎo)磁儲能系統(tǒng)可以使光伏陣列繼續(xù)工作在最大功率跟蹤控制模式下，提高光伏陣列的發(fā)電效率，還可以快速平衡直流母線的功率波動問題，抑制直流側(cè)的過電壓，實現(xiàn)直流母線的恒壓控制，幫助光伏并網(wǎng)系統(tǒng)實現(xiàn)可控可調(diào)運行，提高其可靠性。
光伏DC-AC逆變器為典型的2電平電壓源型系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，根據(jù)其系統(tǒng)結(jié)構(gòu)進行建模，通過Park變換后其數(shù)學(xué)模型為
式中：ed、eq為d、q軸的輸入電壓；id、iq為d、q軸的輸入電流；Sd、Sq為d、q軸的開關(guān)函數(shù)；Udc為直流側(cè)母線電壓。具體低電壓穿越控制策略如下。
在故障初始階段，并網(wǎng)點電壓較大幅度跌落，且極不穩(wěn)定，發(fā)生較大程度的波動。此時改變逆變器的控制策略，利用PQ控制增大光伏逆變器無功的輸出，光伏陣列和逆變器輸出之間的不平衡有功被SMES所吸收。在該階段，光伏場站僅輸出無功，向系統(tǒng)輸出的有功為0，最大程度支撐交流母線電壓的穩(wěn)定。
在故障中期階段（30 ms后），并網(wǎng)點電壓已較為穩(wěn)定。為防止SMES較快達到荷電狀態(tài)（state of charge，SOC）極限，并發(fā)揮光伏陣列自身作用為系統(tǒng)負荷提供一定的有功，此時光伏逆變器根據(jù)并網(wǎng)點電壓跌落程度進行正常的低電壓穿越，向系統(tǒng)輸出的有功增多，SMES吸收的有功減小。
故障期間，儲能系統(tǒng)吸收的不平衡功率為光伏陣列自身有功輸出減去逆變器的有功輸出，該策略不僅能很好地保護SMES、防止其過充過放，而且不改變光伏陣列最大功率運行模式，具有很強的經(jīng)濟性。
在正常運行期間，逆變器的控制策略不發(fā)生改變，仍采用功率外環(huán)和電流內(nèi)環(huán)相結(jié)合的雙閉環(huán)PQ控制策略。故障后，光伏陣列發(fā)出的有功不再全部外送，此時對功率外環(huán)進行控制已經(jīng)意義不大，因此對逆變器控制策略進行簡化，直接采用單電流閉環(huán)控制，如圖6所示。
圖6 逆變器控制策略
Fig.6 Control strategy of inverter
2.2.4 SMES充放電控制策略
當直流母線側(cè)能量過剩時，SMES吸收多余的功率；反之，須發(fā)出一定的有功支撐直流母線電壓的穩(wěn)定，因此SMES通過可以雙向流動電流的DC-DC電路與直流母線連接，其典型拓撲如圖7所示。
圖7 SMES典型拓撲
Fig.7 Typical topology of SMES
式中：Pcap為直流母線并聯(lián)電容吸收的有功；Wcap為電容儲存的能量。根據(jù)式（16）可知，并聯(lián)電容的有功由直流母線電壓所決定（電容器C為定值），對其有功輸出的控制可以等價為對直流母線電壓的控制。
為對占空比進行控制，須得出占空比的表達式，聯(lián)立式（13）和式（15）可得
3 基于超導(dǎo)磁儲能的送出線路距離保護方案
基于以上分析，提出了一種基于超導(dǎo)磁儲能的送出線路距離保護方案，合理解決送出線路受過渡電阻影響較大的問題。根據(jù)超導(dǎo)磁儲能劃分的每一階段中的電壓電流關(guān)系，建立2組求解線路短路阻抗的方程組。在任意電壓跌落程度下，2階段的有功和無功輸出一定不為線性關(guān)系，即由2階段分別構(gòu)建的方程組并不相關(guān)。聯(lián)立2個階段的方程組，計算出線路短路阻抗，消除過渡電阻的影響。
3.1 線路短路阻抗求解方案
當圖1所示的送出線路中K點發(fā)生BC兩相短路故障時，其故障網(wǎng)絡(luò)如圖9所示。
圖9 BC兩相故障網(wǎng)絡(luò)
Fig.9 Network of BC two-phase fault
圖10 BC兩相故障下故障分量序網(wǎng)
Fig.10 Fault component sequence network under BC two-phase fault
式中：R1、L1為單位長度的正序電阻和電感；R2、L2為單位長度的負序電阻和電感；Zm1、Zm2分別為母線M的背面等效正序、負序阻抗；Zn1、Zn2分別為母線N的背面等效正序、負序阻抗；圖片和圖片為保護m和保護n處測得的故障分量電流。由于光伏場站在不對稱故障時對負序電流進行抑制，其輸出的負序電流為0，圖中負序網(wǎng)絡(luò)側(cè)為開路運行。根據(jù)故障分量序網(wǎng)分析可得，兩側(cè)的正序故障分量電流關(guān)系為
式（24）中，保護m背側(cè)的等效正序阻抗Zm1可以根據(jù)保護m處的電壓、電流故障分量直接求出，而對側(cè)由Rn1和Ln1組成的等效正序阻抗Zn1無法通過本地量直接求出。同理，當發(fā)生兩相短路時方程組中包含4個未知量：lMK、Rf、Rn1和Ln1。
和兩相短路時類似，當發(fā)生三相接地短路時，求解方程組中也包含4個未知量：lMK、Rf、Rn1和Ln1，求解過程限于篇幅不再贅述。
結(jié)合控制策略對求解線路短路阻抗的過程進行分析。
1）故障后，在30 ms內(nèi)超導(dǎo)磁儲能完全吸收光伏陣列發(fā)出的有功，逆變器利用PQ控制發(fā)出幅值為1.1In的無功，最大程度支撐交流母線電壓的穩(wěn)定，此時保護m處測得的電流僅為光伏發(fā)出的無功，將其代入式（24）可以得出第一階段的方程組；
2）在故障發(fā)生30 ms后，控制策略自動切換，逆變器進行正常的低電壓穿越，在為電網(wǎng)提供無功支撐的同時發(fā)出一定程度的有功，此時不管在何種電壓跌落程度下，光伏向系統(tǒng)輸送的電流都與第一階段不同，因此可以構(gòu)建另一組不同的方程組，與第一階段的方程組聯(lián)立，求解出故障距離lMK，即求出線路短路阻抗。
本文采用具有準四邊形特性的阻抗元件，當發(fā)生故障時，得出線路短路阻抗|Z1lMK|并與整定值|Zset|進行比較，若線路短路阻抗小于整定值時，保護正確動作；反之保護不動作。|Zset|的整定式為
式中：lset為被保護線路的長度；Z1為送出線路單位長度的阻抗。
3.2 距離保護啟動判據(jù)
正常運行時，送出線路故障分量電壓幾乎為0；當發(fā)生故障后，光伏場站并網(wǎng)點處電壓迅速下降，故障分量電壓迅速增大。因此，選用保護安裝處的故障分量電壓作為距離保護的啟動判據(jù)，一旦故障分量電壓滿足式（26），保護立刻啟動。
式中：ΔUL為保護m處的故障分量線電壓；ΔUp為保護m處的故障分量相電壓；ε為動作門檻值。為保證一定的裕度，ε取0.1 kV，實際工程中可以根據(jù)互感器誤差、保護可靠性要求、電壓等級等，對ε的值進行調(diào)整。
3.3 故障方向判別
當送出線路發(fā)生故障時，保護m處測得的故障電流為光伏場站提供。由于光伏場站采用了逆變器限流控制策略，其幅值遠小于大電網(wǎng)提供的故障電流；當光伏場站內(nèi)部發(fā)生短路故障時，保護m處測得的故障電流由大電網(wǎng)提供，其幅值遠大于送出線路故障時流過的故障電流。根據(jù)此故障特征對故障方向進行判別，當保護m處測得的故障電流幅值滿足式（27）時，保護判定故障位于其正方向，反之則位于其反方向。
式中：Iset為故障方向判別整定值，本文取其為2In，其中In為光伏場站輸出的額定電流，實際工程中可以根據(jù)互感器誤差、保護可靠性要求、電壓等級等，對Iset的值進行調(diào)整。
3.4 故障類型識別方法
由上述分析可知，發(fā)生不同類型故障時其求解方程存在差異，因此保護在求解線路短路阻抗前應(yīng)進行故障類型的判別。新能源場站側(cè)的故障選型方法與傳統(tǒng)大電網(wǎng)側(cè)故障選型不同，文獻[29]從理論上分析了各種新能源場站送出線上發(fā)生不同類型故障時各序電壓的相位和幅值特性，在此基礎(chǔ)上，提出了一種利用穩(wěn)態(tài)電壓的相位比較和幅值比較進行故障類型判別的新方法。該方法在不對稱接地故障的情況下采用各序電壓的相位比較結(jié)果作為選擇標準， 其不受新能源場站類型的影響，在高電阻接地故障情況下也具有良好的識別性能。本文選用該方法對故障類型進行識別，具體介紹參考文獻[29]，此處不再贅述。
3.5 距離保護方案
當送出線路故障發(fā)生時，故障分量電壓滿足啟動判據(jù)，保護啟動。此時對故障電流幅值大小進行判別，如果保護流過的短路電流大于整定值，則說明故障發(fā)生在保護反方向，保護返回；如果短路電流小于整定值，則故障發(fā)生在保護正方向，此時保護對故障類型進行識別，根據(jù)故障類型選擇不同的求解線路短路阻抗的方法。
在計算線路短路阻抗時，需對非線性方程組進行迭代求解，迭代算法的準確度是保證保護正確動作的前提。因此，本文采用Newton-EPSS迭代算法對非線性方程組進行求解，大大提升了解的精度，且在求解速度方面具有明顯優(yōu)勢。
保護的動作判據(jù)在3.1節(jié)已作出規(guī)定，整定值圖片取0.9lMN，II段定值圖片取1.2lMN。保護流程如圖11所示。
圖11 保護流程
Fig.11 Protection flow
4 仿真驗證
為驗證所提方法的性能，基于PSCAD/EMTDC搭建了圖1所示的仿真模型。模型中的具體參數(shù)如表1所示。準四邊形阻抗特性參數(shù)α1、α2、α3、α4分別為10°、10°、70°、8°。
表1 仿真模型參數(shù)
Table 1 Parameters of simulation model
針對不同情況下的短路故障進行仿真驗證，采用全波傅里葉算法對數(shù)據(jù)進行提取，采樣率為2 kHz。為保證保護的速動性，只選取第2階段前30 ms的穩(wěn)態(tài)數(shù)據(jù)構(gòu)造方程組，將其和故障后0~30 ms內(nèi)的穩(wěn)態(tài)數(shù)據(jù)聯(lián)立，將每個方程組求解得出的線路短路阻抗取平均值得到最終結(jié)果，最后進行距離保護Ⅰ段、Ⅱ段區(qū)內(nèi)外故障識別。
4.1 控制策略的驗證
當送出線路發(fā)生三相故障時，采用所提控制策略后的光伏場站并網(wǎng)點電壓如圖12 a)所示。第1階段無功滿發(fā)，電壓跌落程度較??；第2階段由于無功的減少，并網(wǎng)點電壓跌落程度有所增大。本文控制策略和傳統(tǒng)控制策略的對比結(jié)果如圖12 b)所示。
圖12 并網(wǎng)點電壓仿真結(jié)果
Fig.12 Simulation result of grid-connected point voltage
根據(jù)仿真結(jié)果可知，在第1階段中，由于SMES的存在，光伏逆變器實現(xiàn)了自身設(shè)置的“向系統(tǒng)注入更多無功”控制策略，使電壓水平提高到標稱水平的62％，相比于傳統(tǒng)控制策略，電壓水平提高了22％；在第2階段由于仍采用傳統(tǒng)的低電壓穿越策略，電壓跌落程度和傳統(tǒng)控制策略下近似相同。
基于上述分析，在本文控制策略下并網(wǎng)點電壓跌落更小，其低電壓穿越能力不僅沒有被削弱，反而得到了一定的提升。與其他控保協(xié)同的方案相比，該方案在無功支撐方面具有明顯優(yōu)勢。
4.2 不同故障位置下保護方案的驗證
針對在不同故障位置下發(fā)生短路進行仿真計算，圖13給出了故障發(fā)生在距離光伏場站并網(wǎng)點20 km、60 km的仿真結(jié)果。1 s時，送出線路發(fā)生三相短路故障（Rf=20Ω），保護啟動；1.03 s時，保護開始計算線路短路阻抗。由仿真結(jié)果可知，此時保護處計算得到的線路故障距離在實際值上下有較小波動，但誤差不大，取平均值后誤差進一步縮小。
圖13 故障發(fā)生在不同位置時仿真結(jié)果
Fig.13 Simulation results when the fault occurs at different positions
在故障初期5 ms內(nèi)存在暫態(tài)過程，電壓波動不規(guī)律，且波動幅度較大，因此1.03 s后5 ms內(nèi)的計算值誤差相對較大，與仿真結(jié)果一致。
為進一步驗證所提保護方案的適用性，對故障發(fā)生在距離光伏場站并網(wǎng)點為10 km、40 km和70 km的情況進行仿真，仿真結(jié)果如表2所示。其中，lcal為故障后30-60 ms數(shù)據(jù)對應(yīng)計算出的線路故障距離的平均值，ltrue為實際線路故障距離。根據(jù)圖13和表2中的結(jié)果可知，所提方法不受故障位置變化的影響，在不同故障位置下均具備較高的準確度。
表2 不同故障位置下計算結(jié)果
Table 2 Calculation results under different fault locations
4.3 不同過渡電阻下保護方案的驗證
當故障發(fā)生在線路末端80 km處時，設(shè)置不同過渡電阻進行仿真。圖14為送出線路發(fā)生A相接地故障，當Rf=100Ω和Rf=150Ω時，所提方案的仿真結(jié)果。當過渡電阻為100Ω時，計算所得的線路故障距離為80.89 km，測量阻抗為11.325+j30.738 Ω，保護正確動作；當過渡電阻為150 Ω時，計算所得的線路故障距離為81.02 km，測量阻抗為11.343+j30.788 Ω，保護仍能正確動作。
圖14 不同過渡電阻下仿真結(jié)果
Fig.14 Simulation results under different fault resistances
表3給出了Rf=75Ω、125Ω、175Ω時不同故障類型下的計算結(jié)果。對比圖14和表3中的結(jié)果可知，所提方法具有較強的過渡電阻能力。
表3 不同過渡電阻下計算結(jié)果
Table 3 Calculation results under different fault resistances
4.4 光伏場站容量變化對保護的影響
光伏場站的容量變化會影響其弱饋特性，將其容量分別設(shè)置為20 MW和40 MW進行仿真。設(shè)置1 s時，送出線路不同位置發(fā)生故障（Rf=50Ω），仿真結(jié)果如表4所示。
表4 不同光伏容量時計算結(jié)果
Table 4 Calculation results of different photovoltaic capacity
由仿真結(jié)果可知，光伏場站容量的變化對線路故障距離的計算結(jié)果影響不大，本文方案很好地消除光伏場站弱饋特性對距離保護產(chǎn)生的影響。
4.5 與現(xiàn)有保護方法的比較
為表征本方案計算的精確度，定義計算所得線路故障距離（保護安裝處至短路點的距離）誤差η為
文獻[13]提出一種利用高頻諧波分量對線路短路阻抗進行計算的方案，比較其與本文方法的性能。圖15展示了在送出線路末端85 km處發(fā)生A相接地短路時，2種方法計算線路故障距離的對比結(jié)果。
圖15 2種方法計算結(jié)果對比
Fig.15 Comparison of the calculation results while using the two methods
從圖15可以看出，與文獻[13]的方法相比，所提方法具有更好的性能，計算出的線路故障距離誤差更小。隨著過渡電阻的增大，2種方法的計算誤差也隨之增大，即本文方法在抗過渡電阻能力方面優(yōu)勢更加明顯。
為繼續(xù)驗證該方法的優(yōu)越性，將所提方法與文獻[15]的方法進行比較。文獻[15]通過調(diào)整新能源故障控制策略，使故障附加阻抗呈純阻性，但其相比本文策略，低電壓穿越能力大大降低。在求解線路故障距離方面，2種方法的比較結(jié)果如表5所示。由對比結(jié)果可知，本文方法能夠更加準確地反映故障點到保護安裝處的線路故障距離，誤差更小。
表5 文獻[15]與本文方法比較結(jié)果
Table 5 Comparison between methods in [15] and in this paper
5 結(jié)論
由于光伏場站輸出電流的幅值和相位受控特性，其送出線發(fā)生故障時原有的光伏側(cè)距離保護無法正確動作。本文通過分析不同故障情況下的送出線路故障網(wǎng)絡(luò)和故障分量序網(wǎng)，推導(dǎo)出線路短路阻抗的求解方程組，提出了基于超導(dǎo)磁儲能的送出線路距離保護方案，得到如下結(jié)論。
1）基于光伏場站直流母線接入的超導(dǎo)磁儲能，改變傳統(tǒng)的低電壓穿越控制策略，進而對線路短路阻抗進行求解。在該控制策略下，光伏場站電壓穿越能力不僅沒有被削弱，反而得到了一定的提升。與其他控保協(xié)同的方案相比，該方案在無功支撐方面具有明顯優(yōu)勢，能夠滿足不同地區(qū)的新能源并網(wǎng)技術(shù)規(guī)定。
2）所提保護能夠?qū)崟r準確計算出對側(cè)電網(wǎng)的等效阻抗，因此不受電網(wǎng)運行方式變化的影響。
3）該方法能夠根據(jù)本地量信息準確計算出線路短路阻抗，通過控保協(xié)同消除了過渡電阻對于距離保護的影響，且在不同類型的故障下，距離保護均能可靠準確動作。
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