0.   引言

随着双碳目标的提出和电力电子技术的日趋成熟，我国新能源发电发展迅速，其中海上风电近年来受到广泛关注，截至2022年9月底，全国海上风电累计装机2726万kW，发展潜力巨大，且远海化趋势明显^[1-2]。海上风电场通过海底电缆汇集并网，船舶抛锚、地震等人为和自然活动可能造成海底电缆外被层及钢铠损伤，导致汇集线路故障^[3]。海底电缆故障类型主要为永久性单相接地故障，且海底电缆故障环境恶劣，故障可能造成通信系统损坏，导致差动保护失效；距离保护不依赖通信，提升其检测和切除单相接地故障的能力，对提高海上风电场的安全稳定运行能力具有重要意义^[4-5]。

通过全功率换流器并网的海上风电机组本质上为一种逆变型电源，目前针对含逆变型电源场景下距离保护性能提升的研究多集中于单端为逆变型电源的线路。文献[6]在新型测量阻抗表达式中引入零序电流，提高了接地故障下距离保护的性能。文献[7]提出基于相继动作的距离保护方案，借助电网侧的短路电流让电网侧距离保护优先于逆变侧动作，从而减小附加阻抗并保证逆变侧距离保护正确动作，但存在速动性差的问题。单端为逆变型电源的线路发生单相接地故障时，大电网通常能够提供足够的、不受换流器控制影响的零序电流^[8]。然而距离陆地较远(传输距离为100 km左右)的海上风电场一般采用柔性直流输电技术与陆地电网连接。因此，海上风电场汇集线路为一种双端均是逆变型电源的线路，线路两侧短路电流分别由风电机组换流器和柔直换流器提供^[9]。海上风电场汇集线路发生单相接地故障时，正序网络和负序网络中风机侧和柔直侧电流均由换流器提供且表现出幅值受限、相位受控特性。由于单相接地故障时正序网络、负序网络与零序网络串联，零序网络中的电流由正序网络和负序网络中的换流器提供，因此零序电流也将表现出类似于正序电流和负序电流的幅值受限、相位受控特性，这与单端为逆变型电源的线路中零序电流不受控的特性截然不同。零序电流幅值受限、相位受控导致传统及上述改进距离保护无法正确识别海上风电场汇集线路单相接地故障。

事实上，也有学者提出不依赖于大电网零序电流的距离保护改进方案。文献[10-12]提出暂态高频距离保护方案，动作速度快、受控制策略影响小，但需要升级测量装置。文献[13]根据故障前后的电压电流计算光伏场站序阻抗，基于此调节距离保护的动作区域，但将换流器等效为电压源串联阻抗的形式存在问题。文献[14-16]通过本地电压电流间接求取故障点电气量，进而求取附加阻抗角，并求解故障距离，但需要假设系统各元件序阻抗角相近，由于海上风电场汇集线路为海底电缆，其序阻抗角与变压器序阻抗角差别较大，该方法存在误差。文献[17]利用新能源场站负序开路特性，利用本地负序电流求取故障点电流，提出距离保护方案，该保护方案适用于双端逆变型电源的线路，但当过渡电阻呈现一定电感性或电容性时该方法将产生较大误差。此外，有学者提出通过改进换流器控制来改变逆变型电源的故障特性，从而保证现有距离保护的正常工作^[18-19]，但此类方案目前仍然存在与电网导则对新能源场站动态无功支撑要求冲突的问题。

目前针对经柔直并网的海上风电场汇集线路距离保护的研究尚不完善，传统及现有改进距离保护无法可靠检测海上风电场汇集线路单相接地故障。本文建立海上风电场汇集线路发生单相接地故障时的复合序网，分析汇集线路两侧故障特性，在不借助线路双端通信的前提下，利用柔直侧负序和零序电流准确求取风机侧零序电流。基于此，构建关于故障距离的方程并求解，提出柔直侧新型距离保护方案，解决了双端均为逆变型电源的线路零序电流受控导致距离保护性能下降的问题。所提保护方案计算故障距离的过程不涉及柔直侧和风机侧的正序电流以及过渡电阻，因此能适应不同国家和地区电网导则对新能源场站的动态无功支撑要求，且从原理上消除了过渡电阻大小及性质的影响。最后，利用PSCAD/EMTDC仿真软件搭建海上风电经柔直送出系统模型，验证所提保护方案有效性。

1.   汇集线路单相接地故障时故障特性

1.1   测试系统

参照江苏如东海上风电柔直并网工程的系统拓扑及参数，搭建如图 1所示的测试系统。海上风电机组通过场内35 kV集电系统接入220 kV海上升压站(风机侧变压器)，海上风电场1、2和3通过220 kV汇集线路接入柔直侧变压器和海上柔直换流站，海上风电场1、2和3的容量分别为400、400和300 MW。

图  1  海上风电经柔直送出系统拓扑

Figure  1.  Topology of offshore wind power transmission system

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1.2   风机侧故障特性

图 1中，风电机组通过全功率换流器并网，换流器#1采用有功功率-交流电压幅值控制策略，以稳定交流侧电压幅值并向换流器#2输送功率；换流器#2采用直流电压-无功功率控制策略，以维持直流侧电压和单位功率因数。

汇集线路发生故障时，在正序网络中风机侧可等效为受控电流源，其输出电流的幅值和相位受故障条件、控制策略和无功支撑策略等因素影响^[20-21]。换流器#2一般采用抑制负序电流控制策略，负序网络中风机侧可近似视为开路^[14-15]。

1.3   柔直侧故障特性

海上风电场送端柔直换流器采用交流电压-频率控制方式，在交流侧构建额定交流电压，保证风电机组的正常功率输出，控制框图如图 2所示^[22]。

图  2  柔直换流器控制框图

Figure  2.  Control block diagram of flexible DC converter

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图 2中：θ为用于派克变换的角度；f_N为额定频率，本文为50 Hz；下标abc、d和q分别代表三相电气量，及三相电气量在旋转坐标系下的d轴和q轴电气量；下标ref和max分别代表参考值和最大限值；上标+和−分别代表正序和负序分量。在汇集线路发生故障期间，柔直换流器提供的正序短路电流受$i_{d - {{\rm{max}}}}^ +$、$i_{q - {{\rm{max}}}}^ +$、$i_{d - {{\rm{max}}}}^ -$和$i_{q - {{\rm{max}}}}^ -$限制，因此柔直侧正序和负序电流幅值受限、相位受控。

1.4   零序电流受控特性

通过上述分析可见，汇集线路发生单相接地故障期间，由于正序网络、负序网络与零序网络串联，零序网络中的电流由正序网络和负序网络提供，因此不仅是风机侧和柔直侧的正负序电流幅值受限、相位受控，风机侧和柔直侧的零序电流也将受到控制影响。由此可见，在这一场景下，线路两侧零序电流也将表现出幅值受限、相位受控的特性，其不受控制影响的假设不再成立。

1.5   传统距离保护动作特性

当汇集线路f₁处发生单相接地故障(本文以A相接地为例)，系统电路图如图 3所示。

图  3  汇集线路发生单相接地故障时电路图

Figure  3.  Circuit diagram during collection line single-phase ground fault

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图 3中：α为故障距离；Z_L为汇集线路阻抗；R_g为过渡电阻；下标Wind、MMC、A和B分别代表风机侧(即保护W侧)、柔直侧(即保护M侧)、A相和B相电气量。柔直侧距离保护的测量阻抗为

式中：Z_AG为A相接地阻抗继电器的测量阻抗；上标0代表零序分量；K⁰为零序补偿系数；Z_add为附加阻抗。由式(1)可知，由于线路两侧正序、负序和零序电流均呈现幅值受限、相位受控的特性，Z_add可能呈现明显的电感性或电容性，导致柔直侧传统距离保护性能下降。

2.   柔直侧新型距离保护原理

2.1   区内故障时故障距离的求取

当汇集线路f₁处发生单相接地故障，复合序网如图 4所示。

图  4  单相接地故障时复合序网

Figure  4.  Composite sequence network during single-phase grounding faults

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图 4中：Z_Wind-T为风机侧变压器阻抗；Z_MMC-T为柔直侧变压器阻抗；Z_Wind-EQ为其他汇集线路等效阻抗；E_MMC-A为柔直换流器A相等效电压源。需要指出的是，汇集线路故障期间，根据故障严重程度不同，柔直换流器在正序网络中可能呈现为电压源或电流源，在负序网络中可能呈现为短路状态或电流源，但无论柔直换流器呈现何种特性，都不影响下文的故障分析。因此图 4以柔直换流器在正序网络呈现电压源，在负序网络呈现短路状态为例进行分析。根据基尔霍夫电压定律，零序网络中的I 0 Wind-A和I 0 MMC-A有如下关系：

由式(2)解得α：

式中I 0 Wind-A为风机侧电气量，柔直侧无法直接获取，除此之外其余电气量和阻抗参数均可通过柔直侧保护M处测得和提前设置。

由于正常运行期间的负序电流会引起换流器输出功率振荡和发热，甚至可能烧毁设备，并且为了更有效地控制故障期间风电机组换流器所输出的三相电流幅值，风电机组换流器在正常运行和故障期间通常会采用抑制负序电流控制策略。因此负序网络中风机侧和其他汇集线路可近似视为开路，图 4所示红色闭合面只有$I_{{{\rm{Wind}} - {\rm{A}}}}^0$、$I_{{{\rm{M}}}{\text{MC}}{ - {\rm{A}}}}^0$和$I_{{{\rm{M}}}{\text{MC}}{ - {\rm{A}}}}^ -$穿过，根据基尔霍夫电流定律，三者有如下关系：

通过式(4)可由本地负序和零序电流求出对侧零序电流。将式(4)代入式(3)，可得α：

式(5)中所有电流均可由保护M处测得，且式(5)中的阻抗参数$Z_{\text{L}}^0$、$Z_{{\text{Wind - T}}}^0$和$Z_{{\text{Wind - EQ}}}^0$均可提前设置。需要指出的是，$Z_{{\text{Wind - EQ}}}^0$仅包含海上风电场2和3的220 kV汇集线路和升压变压器的零序阻抗，海上风电场中风机运行的数量不影响$Z_{{\text{Wind - EQ}}}^0$。式(5)成立的前提是基尔霍夫电压定律、基尔霍夫电流定律和风电机组换流器抑制负序电流的特性，正序、负序、零序电流幅值受限、相位受控对上述3个前提并无影响，因此本文所提保护不受该场景下电流幅值受限、相位受控特性的影响。

此外，由图 4和式(5)可见，计算α的过程不涉及$I_{{{\rm{Wind}} - {\rm{A}}}}^{\text{ + }}{\text{ }}$、$I_{{{\rm{M}}}{\text{MC}}{ - {\rm{A}}}}^{\text{ + }}{\text{ }}$和R_g，因此所提保护理论上不受风机侧和柔直侧正序电流特性、过渡电阻大小及性质影响。需要指出的是，本文所提保护只适用于风电机组换流器采用抑制负序电流控制策略的场景。

2.2   区外故障时故障距离表达式的特性

图 1中，f₂为汇集母线处，f₃为相邻汇集线路中点，f₄为柔直侧变压器220 kV侧出口处。保护M区外f₂、f₃、f₄处发生单相接地故障时，由于此时保护M处短路电流由风机侧提供，$I_{{{\rm{M}}}{\text{MC}}{ - {\rm{A}}}}^ -$约等于零；汇集线路构成零序电流通路，$I_{{{\rm{M}}}{\text{MC}}{ - {\rm{A}}}}^0$不为零，因此式(5)中α为一个非零数除以0，将得到一个无意义的数。为便于保护原理的实现，将β定义为1/α，式(5)可改写为式(6)：

由式(6)可知，区外故障时，β等于0。

3.   柔直侧新型距离保护方案

由3.1和3.2节分析可见，区内故障时β为故障距离的倒数；区外故障时，β等于0。区内外故障时β明显不同，据此可构成柔直侧新型距离保护方案。

3.1   保护判据

根据式(5)，β计算方法如式(7)所示：

记$\beta _{{\text{set}}}^{\rm I}$为新型距离保护Ⅰ段整定值，其定义为1/ $\alpha _{{\text{set}}}^{\rm I}$($\alpha _{{\text{set}}}^{\rm I}$为Ⅰ段保护范围，本文取线路全长的80%)，因此$\beta _{{\text{set}}}^{\rm I}$=1.25。当故障发生在保护Ⅰ段范围之内时，β符合式(8)。

记$\beta _{{\text{set}}}^{{\rm I}{\rm I}}$为新型距离保护Ⅱ段整定值，其定义为1/$\alpha _{{\text{set}}}^{{\rm I}{\rm I}}$($\alpha _{{\text{set}}}^{{\rm I}{\rm I}}$为Ⅱ段保护范围，本文取线路全长的120%)，因此$\beta _{{\text{set}}}^{{\rm I}{\rm I}}$=0.833。当故障发生在保护Ⅱ段范围之内时，β符合式(9)：

由3.2节分析可见，区外故障时β理论上为0，因此区外故障时β符合式(10)：

3.2   保护流程

保护流程如图 5所示。

图  5  保护流程

Figure  5.  Protection process

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具体保护流程如下，保护M处的测量装置持续测量电压电流，当任意相电压低于0.9 pu时，保护启动。随后按照式(7)计算β，若β满足保护Ⅰ段动作判据式(8)，且连续5个采样点所得α对时间的差分均小于0.01 pu/ms，则保护Ⅰ段无延时动作；若β满足保护Ⅱ段动作判据式(9)，且连续5个采样点所得α对时间的差分均小于0.01 pu/ms，则保护Ⅱ段经过延时动作，保护Ⅱ段延时Δt设置为0.5 s；若上述条件均不满足，则意味着该故障为区外故障，保护返回。图 5中k表示α对时间差分连续小于0.01 pu/ ms的采样点个数，保护采样频率为1 200 Hz。

4.   仿真验证

基于PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真平台，搭建图 1所示测试系统仿真模型验证所提保护方案。

4.1   传统距离保护动作情况

当汇集线路50%处经12.1 Ω(0.1 pu)过渡电阻发生单相接地故障，风电机组换流器提供和不提供无功支撑时测量阻抗轨迹如图 6所示。

图  6  传统距离保护动作情况

Figure  6.  Traditional distance protection action results

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在风电机组换流器提供和不提供无功支撑两种情况下，由于两侧电流相位受控，附加阻抗呈现出了明显的电容性，导致测量阻抗无法可靠落入动作区域，柔直侧传统距离保护存在较大的拒动风险。

4.2   区内故障时所提保护动作特性

当汇集线路20%、50%和90%处经12.1 Ω(0.1 pu)、121 Ω(1 pu)和242 Ω(2 pu)过渡电阻发生单相接地故障时^[23]，所提保护计算结果如图 7所示。图 7中：t^Ⅰ为所提保护Ⅰ段故障识别时间；t^Ⅱ为所提保护Ⅱ段故障识别时间。需要指出的是，t^Ⅱ不包含距离保护Ⅱ段延时Δt。

图  7  区内发生单相接地故障时所提保护动作结果

Figure  7.  Protection action results during internal single-phase grounding faults

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由图 7可见，经不同过渡电阻发生故障时所提保护均能够在30 ms内识别故障，所提保护具有较强的抗过渡电阻能力，且故障后150 ms时的α能够正确反映故障距离，这进一步验证了式(5)对故障距离计算的准确性。需要指出的是，当过渡电阻为242 Ω(2pu)时，风电机组换流器并网点正序电压最低跌落为94%，并未达到低电压穿越的要求。但由于正常运行期间的负序电流会引起换流器输出功率振荡和发热，甚至可能烧毁设备，因此风电机组换流器的抑制负序电流控制策略通常处于持续工作状态，即使风机未进入低电压穿越状态，风电机组换流器也会抑制负序电流^{[19, 24]}，所提保护依然能够正常工作。

4.3   区外故障时所提保护动作特性

当f₂、f₃和f₄处经12.1 Ω(0.1 pu)、121 Ω(1 pu)和242 Ω(2pu)过渡电阻发生单相接地故障时，所提保护计算结果如图 8所示。

图  8  区外发生单相接地故障时所提保护动作结果

Figure  8.  Protection action results during external single-phase grounding faults

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由图 8可见，区外发生单相接地故障时β接近0，所提保护可靠不动作，这与3.2节理论分析一致。

4.4   无功支撑策略对所提保护影响

国家标准GB/T 36995—2018《风力发电机组故障电压穿越能力测试规程》规定当风电机组并网点发生三相不对称电压跌落时，风电机组宜注入容性无功电流I_C支撑电压恢复^[20]。参考三相对称电压跌落时注入的容性无功电流，本文假设风电机组在电网不对称故障期间注入的I_C如式(11)所示：

式中：U_T为风电机组并网点线电压标幺值：I_N为风电机组额定电流。

表 1展示了当风电机组提供无功支撑，单相接地故障经12.1 Ω(0.1 pu)、121 Ω(1 pu)和242 Ω(2 pu)过渡电阻发生在汇集线路20%、50%和90%处时所提保护计算结果。表 1中，计算故障距离指故障后150 ms时计算所得α。

表  1  风电机组提供无功支撑时所提保护计算结果

Table  1.  Calculation results of the proposed protection when the wind turbine provides reactive power support

过渡电阻/Ω	实际故障距离/%	tⅠ/ms	tⅡ/ms	计算故障距离/%
12.1(0.1 pu)	20	25.6	−	20.4
	50	25.6	−	50.3
	90	−	24.0	90.1
121(1 pu)	20	27.2	−	20.6
	50	16.0	−	50.5
	90	−	27.2	90.4
242(2 pu)	20	28.0	−	20.6
	50	28.0	−	50.4
	90	−	27.2	90.3

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由3.1节分析可知，计算故障距离的过程不涉及风机侧正序电流，因此所提保护理论上不受风机侧正序电流特性影响。由表 1可见，当风电机组在故障期间提供无功支撑时，所提保护能够在30 ms内动作，且故障后150 ms时的α能够正确反映故障距离，因此所提保护方案对不同的风电机组无功支撑策略具有较好的适应性。

4.5   过渡电阻性质对所提保护影响

海底电缆环境复杂，过渡电阻可能包含一定的感性或容性阻抗，本节将测试过渡电阻性质对所提保护影响^[25]。当汇集线路20%、50%和90%处经12.04±1.20jΩ(0.1 pu)、120.40±12.04jΩ(1 pu)和240.80±24.08jΩ(2 pu)过渡电阻发生单相接地故障时，所提保护计算结果如表 2所示，表中，“−”表示保护不动作。

表  2  非纯阻性过渡电阻情况下所提保护计算结果

Table  2.  Influence of non-pure resistive fault resistance on the proposed protection

过渡电阻/Ω	实际故障距离/%	tⅠ/ms	tⅡ/ms	计算故障距离/%
12.04+1.20j(0.1 pu)	20	25.6	−	20.3
	50	25.6	−	50.4
	90	−	25.6	90.3
120.40+12.04j(1 pu)	20	24.0	−	20.6
	50	23.2	−	50.5
	90	−	25.6	90.4
240.80+24.08j(2 pu)	20	24.0	−	20.5
	50	23.2	−	50.5
	90	−	25.6	90.5
12.04−1.20j(0.1 pu)	20	16.8	−	20.3
	50	25.6	−	50.2
	90	−	25.6	90.1
120.40−12.04j(1 pu)	20	27.2	−	20.6
	50	16.8	−	50.6
	90	−	25.6	90.5
240.80−24.08j(2 pu)	20	18.4	−	20.6
	50	16.8	−	50.5
	90	−	21.6	90.5

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由3.1节分析可知，计算故障距离的过程不涉及过渡电阻，因此所提保护理论上不受过渡电阻大小及性质影响。由表 2可见，当过渡电阻呈现一定电感性或电容性时，所提保护依然能够正确动作，且故障后150 ms时的α能够正确反映故障距离，因此所提保护受过渡电阻性质影响较小。

需要指出的是，在5.2和5.5节的仿真中，过渡电阻对故障距离的计算造成了微小误差，这是由负序电流并非完全抑制为零、线路分布电容等因素引起的，但这些误差不影响所提保护正确识别故障，因此本文并未详细分析和消除这些因素对所提保护的影响。

4.6   与现有保护方案对比

图 1中保护M处的传统接地距离继电器表达式及其变形如式(1)所示。文献[16]利用输电系统中各元件零序阻抗角相近的特性，通过保护安装处零序电流相位近似计算故障点零序电流相位，从而求取附加阻抗角并求解故障距离。

本节将所提保护方案与传统距离保护、文献[16]所提保护进行对比。当单相接地故障经0.1 Ω(金属性接地)、12.1 Ω(0.1 pu)、121 Ω(1 pu)和242 Ω(2 pu)过渡电阻发生在汇集线路50%处时，3种保护方案计算结果如表 3所示。其中，传统距离保护的计算故障距离通过测量阻抗的虚部除以汇集线路单位电抗得出。

表  3  线路50%处故障时所提保护与现有距离保护对比

Table  3.  Comparison between the proposed protection and the existing distance protection during 50% faults

过渡电阻/Ω	方法	tⅠ/ms	计算故障距离/%
0.1 (金属性接地)	传统距离保护	27.2	49.4
	文献[16]	27.2	49.3
	本文所提保护	25.6	50.1
12.1(0.1 pu)	传统距离保护	−	−36.9
	文献[16]	−	−53.5
	本文所提保护	25.6	50.4
121(1 pu)	传统距离保护	−	−510.0
	文献[16]	−	−817.5
	本文所提保护	16.8	50.6
242(2 pu)	传统距离保护	−	−650.4
	文献[16]	−	−2 330.3
	本文所提保护	16.8	50.6

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由表 3可见，发生单相金属性接地时，3种保护均能正确动作和反映实际故障距离。随着过渡电阻增加，传统距离保护受附加阻抗影响而无法正确动作；文献[16]所提保护需假设线路和变压器的零序阻抗角相近，但海底电缆与变压器的零序阻抗角差别较大，因此文献[16]所提保护也无法正确动作；本文所提保护受过渡电阻影响小，且无需假设线路和变压器的零序阻抗角相近，因此在过渡电阻增加时仍能够正确动作和反映实际故障距离。

5.   结论

海上风电场汇集线路发生单相接地故障时，线路两侧短路电流分别由风电机组换流器和柔直换流器提供，由于正序、负序与零序网络串联，在传统大电网存在场景下不受控制影响的零序电流也将像正序和负序电流一样呈现幅值受限、相位受控特性，柔直侧距离保护无法正确识别单相接地故障。为解决此问题，本文提出柔直侧新型距离保护方案，主要创新和贡献如下：

1）建立了海上风电场汇集线路单相接地故障时的复合序网，在不借助线路双端通信的前提下，利用本地负序电流和零序电流准确求取对侧零序电流，进而求取故障距离，在此基础上提出柔直侧新型距离保护方案，解决了双端均为逆变型电源的线路零序电流受控导致距离保护性能下降的问题；

2）所提保护方案计算故障距离的过程不涉及柔直侧和风机侧正序电流，不受其特性影响，因此能够适应不同国家和地区的风电场无功支撑策略，适用范围广；

3）所提保护方案计算故障距离的过程不涉及过渡电阻，受过渡电阻大小、性质影响小，能够适应海底电缆复杂的故障环境。