摘 要：本次研究的主要目的是擬定火電廠繼電保護改進方案，并對光伏電站并網方式進行優(yōu)化，研究人員通過改進火電廠線路繼電保護配置，以期提高系統(tǒng)運行的可靠性。研究人員基于電路模型，詳細分析斷路器元件、故障元件以及事件序列啟動元件，為仿真分析奠定基礎。本研究能夠有效提高火電廠抗干擾能力，對提高電網運行效率、降低事故風險具有積極的實際意義。本研究在電力系統(tǒng)保護領域取得了實質性的進展，為相關工程和應用提供了重要的理論指導和技術支持。

關鍵詞：繼電保護；并網方式；斷路器

中圖分類號：TM 712" " 文獻標志碼：A

火電廠實際運行過程中，繼電保護裝置以及光伏電站并網方式直接影響電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性、可靠性以及能否對新能源進行有效利用。此外，由于光伏電站運行過程中存在波動性與間歇性問題，并網方式的選擇就變得十分重要。本次研究中，研究人員基于MMC型換流站的特點，制定光伏電站并網控制策略，以期推動清潔能源的有效利用，以適應電力系統(tǒng)日益復雜和多樣化的需求。

1 火電廠繼電保護改進

當火電站和光伏電站并網時，不接地系統(tǒng)轉變?yōu)樾‰娮杞拥叵到y(tǒng)。在傳統(tǒng)不接地系統(tǒng)中，中性點為不接地狀態(tài)，而在小電阻接地系統(tǒng)中，中性點通過連接小電阻接地，形成一定的接地路徑。不同的接地方式會直接影響繼電保護的動作原理和響應機制，這就對繼電保護系統(tǒng)提出了新的挑戰(zhàn)。

1.1 火電廠繼電保護配置優(yōu)化

本次研究中，研究人員基于火電廠和光伏站并網的復雜情況，對繼電保護裝置進行優(yōu)化升級[1]。研究人員收集火電廠繼電保護裝置中的零序電流和三相電流信息，通過互感器實時采集。為增加零序過流保護跳閘功能，研究人員調整參數(shù)，以適應不同線路和裝置特性。分析火電廠與光伏電站并網數(shù)據(jù)，觀察電流波形和零序電流變化，設定報警閾值，及時觸發(fā)保護。同時，利用算法區(qū)分正常電流和故障電流。本次研究中，研究人員引入零序電流諧波分析公式，分析電流的零序諧波成分，如公式（1）所示。

（1）

式中：Iharmonic為零序電流的諧波含量；N為諧波的最高階次；In為第n階諧波電流。

此外，研究人員還引入了零序過流保護動作時間設定公式，基于該公式設定零序過流保護的動作時間，如公式（2）所示。

（2）

式中：Ttrip為零序過流保護的動作時間；Izero-sequence為零序電流；K、B為調節(jié)參數(shù)，K、B參數(shù)根據(jù)設計情況進行調整（見表1）。

1.2 火電廠繼電保護裝置整定

為確保繼電保護裝置的有效性，工作人員需要根據(jù)實際情況調整參數(shù)，以達到最佳防護效果。整定繼電保護時，研究人員需要考慮各種故障情況，確保裝置能對不同故障作出及時、準確反應。光伏電站將單相接地故障視為區(qū)外故障，產生電容電流和不平衡電流，研究人員根據(jù)零序過流保護整定原則，調整火電廠各線路零序過流保護定值和時間級差。設定Ⅰ、Ⅱ段保護動作時限時，分別為0s和0.3s，確保零序過流發(fā)生時，繼電保護裝置快速啟動并隔離故障區(qū)域。此外，研究人員為了進一步提升系統(tǒng)的靈敏性，時間級差需要與接地變零序過流保護的時間相配合[2]。本次研究中，研究人員將時間級差與接地變零序過流保護的配合時間設定為0.6s、0.9s，確保系統(tǒng)各個保護裝置的協(xié)調性。此外，研究人員針對火電廠線路阻抗的影響，上調零序過流保護定值靈敏系數(shù)Km，響應零序過流（見表2）。

2 電路模型

本次研究中，研究人員利用PSCAD4.8仿真模型，創(chuàng)建控制電路元件，利用該模型模擬單相接地故障（如圖1所示）。

2.1 斷路器元件

本次研究中，研究人員綜合考慮電路的特性、負荷需求、系統(tǒng)保護等要素，將斷路器命名為“BreakerBRK5”。一旦檢測到故障，斷路器迅速響應，利用斷路器內置的電磁機構切斷電路，阻止過電流經過，通過這種方式確保系統(tǒng)其他部分不受損害。此外，研究人員設定好過電流保護動作條件，即斷路器動作時間以及動作電流水平，確保斷路器能夠快速、準確地切斷電路[3]。

2.2 故障元件

本次研究中，研究人員在仿真軟件中設置了故障元件以及控制元件。該模型中，左側標記的“FType”為故障元件，而“Flt1Type”代表故障類型撥碼盤，研究人員可以在該撥碼盤上模擬包括接地故障在內的12種不同的故障類型，“ApplyFault”表示故障投入元件，“RemoveFault”為故障切除元件，為確保該模型內核邏輯通順，需要確保切除元件與投入元件的命名一致，即“FLT1”[4]。

3 火電廠線路繼電保護改進仿真

在完成準備工作后，研究人員搭建了火電廠火電廠線路極限保護仿真模型。為評估保護設備效果，設計了3種仿真情景：單相接地線路零序過流保護動作、線路零序過流保護拒動、線路和接地變零序過流保護均拒動。這些情景旨在檢驗保護設備在不同故障條件下的響應和穩(wěn)定性。仿真試驗設定系統(tǒng)運行時間為0.3s，觀察接地故障后繼電保護裝置的動作情況，為后續(xù)優(yōu)化提供依據(jù)。

3.1 單相接地故障線路零序過流保護動作仿真

當線路發(fā)生單相接地故障后，該線路中的零序電流超過了線路1零序過流Ⅰ段的整定值，具體數(shù)值為I05=45A，在故障發(fā)生后0s，繼電保護裝置BRK5執(zhí)行斷開動作，成功隔離故障線路。此時，非故障Ⅱ線的電容電流為I05=0.425A、I02=7.35A，這兩項數(shù)值均未超過Ⅰ段整定值，因此非故障Ⅱ線不執(zhí)行保護動作。通過進一步分析，研究人員發(fā)現(xiàn)雖然該模型中的零序電流值已經超過了并網線路兩側零序過流Ⅰ段整定值，具體數(shù)值為I0=60A、I09=65A，但是兩側零序過流Ⅰ段整定值未達到其動作時間整定值，因此不執(zhí)行跳閘動作。

3.2 單相接地故障線路零序過流保護拒動仿真

研究人員重置模型，再次進行單相接地故障模擬，觀察接地變零序過流Ⅰ段，保護切斷光伏電站之前與切斷之后零序電流數(shù)據(jù)發(fā)生變化。

研究人員發(fā)現(xiàn)，在電力網絡中，當線路1發(fā)生單相接地故障后，其零序電流超過整定值，但保護裝置未按預期斷開，導致故障持續(xù)。此時，非故障集電Ⅱ線為電容電流，其零序電流低于保護整定值，保護裝置未啟動。因為線路1的零序過流Ⅰ段保護拒動，電流超過其他保護整定值，所以導致接地變和光伏電站斷路器斷開，光伏電站與火電廠電網分離?；痣姀S處于不接地狀態(tài)，線路1的接地零序電流降低，系統(tǒng)可維持一段時間。并網線路兩側的零序過流Ⅰ段保護因未達到動作時間，接地變已斷開光伏電站側的并網線路斷路器，回調為待機狀態(tài)。這一動作雖然保障電網安全，但是未解決單相接地故障。仿真試驗表明，需要準確檢測電力系統(tǒng)故障并妥善處理，以確保系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

3.3 單相接地故障線路及接地變零序過流保護拒動仿真

研究人員利用仿真模型模擬單相接地故障發(fā)生后，接地變零序過流保護拒動情況，分析模型可以發(fā)現(xiàn)，當線路發(fā)生接地故障后，該線路中的零序電流值超過了零序過流保護整定值，具體數(shù)值為I05=45A，由于保護裝置進行了保護拒動，因此該線路中的斷路器并未執(zhí)行斷開操作，導致該線路中的單相接地故障依然存在[5]。其中，非故障集電Ⅱ為電容電流，I05=0.425A，I02=7.35A，均為達到零序電流Ⅰ段保護整定值，因此保護裝置并未啟動。

研究人員通過深入分析發(fā)現(xiàn)，在電力系統(tǒng)的運行過程中，線路1的保護裝置出現(xiàn)了拒動現(xiàn)象，導致零序電流值超過了接地變零序過流Ⅰ段保護整定值I0=60A。這種情況發(fā)生在故障延時0.6s，接地變零序過流Ⅰ段保護再次出現(xiàn)拒動。由于零序電流值已經大于并網線路零序過流Ⅰ段保護整定值I09=65A，保護裝置在這種情況下啟動。在延時到達并網線路的動作時間1.2s，本線路的斷路器執(zhí)行了跳閘動作，光伏電站脫網，此時火電廠電力系統(tǒng)恢復了不接地系統(tǒng)狀態(tài)，但仍然可以繼續(xù)運行一段時間。這種狀態(tài)下，并網線路的另一側零序過流Ⅰ段保護起到了互備作用，其動作行為與前者一致。

4 光伏電站并網控制策略

4.1 并網控制目標

本次研究中，研究人員采用雙級結構進行光伏電站并網工作，其輸出功率由DC/DC電路進行控制，通過這種方式確保光伏陣列能夠始終處于最大功率狀態(tài)，提高光伏電站的發(fā)電效率。需要注意的是，雙級結構光伏陣列輸出功率會受周圍環(huán)境因素的影響，例如光照強度、室外溫度等。因此，研究人員引入最大功率點跟蹤技術。實時監(jiān)測光伏陣列的輸出功率，再借助MMC型并網逆變器，將直流電轉換為交流電。本次研究中，為確保直流電壓的穩(wěn)定性，研究人員使用前級DC/DC電路，該電路能夠確保光伏陣列運行處于最大功率點，保證電網的穩(wěn)定運行。但是在光伏電站實際運行過程中，交流電系統(tǒng)需要前級系統(tǒng)提供一定的無功功率支撐。為達到這一目標，研究人員嘗試對并網控制策略進行優(yōu)化，引入定直流電壓/無功功率并網控制模式，在保證光伏陣列處于最大功率點的同時，還可以為交流電系統(tǒng)提供必要的無功功率支撐。

4.2 MMC型換流站的并網控制策略

傳統(tǒng)的定直流電壓/無功功率控制器采用直接電流控制方式。實際工作中，需要借助PI控制器，根據(jù)輸入信號來調整輸出信號。但是PI控制器需要準確的參考值才能實現(xiàn)最佳控制效果，即無論是直流電壓還是無功功率支持，都需要實現(xiàn)無靜差調節(jié)。因此，研究人員嘗試對內環(huán)控制器的參數(shù)，也就是PI控制器的比例增益和積分增益進行調整，令PI控制器在面臨各種擾動時，仍能保持良好的控制性能。

本次研究中，研究人員為了確保電壓穩(wěn)定，基于控制系統(tǒng)監(jiān)測直流側和交流側的電壓，如公式（3）所示。

Vdcref=Vdctarget+Kpdc??Vdc+Kidc?∫0?Vdcdt （3）

式中：Vdcref為直流側期望電壓；Vdctarget為目標直流電壓；?Vdc為實際直流電壓與目標電壓的偏差；Kpdc和Kidc分別為比例和積分控制器的增益；dt為微小時間間隔。

基于公式（3），控制系統(tǒng)根據(jù)實際直流電壓的偏差，調整MMC中各模塊的電壓，以維持直流側電壓在合適的水平。在并網控制方面。MMC型換流站調整各模塊，對直流側電流進行控制。在并網過程中，根據(jù)系統(tǒng)運行狀態(tài)調整電流控制策略，以適應系統(tǒng)的動態(tài)變化。利用控制系統(tǒng)實時監(jiān)測換流器的運行狀態(tài)，對并網過程中出現(xiàn)的故障進行及時的響應。本次研究中，研究人員引入保護觸發(fā)公式，當電流或電壓超過設定的閾值時，保護系統(tǒng)會根據(jù)這個公式觸發(fā)相應的保護措施，保障系統(tǒng)的安全運行，如公式（4）所示。

（4）

式中：Ptrip為保護觸發(fā)的功率；Irms為電流的有效值；Rtrip為過電流保護的閾值參數(shù)；Vrms為電壓的有效值；Ztrip為過壓保護的閾值參數(shù)。

系統(tǒng)可以通過平方、開方的運算得到觸發(fā)保護的功率閾值。當系統(tǒng)中的功率超過這個閾值時，保護系統(tǒng)會被觸發(fā)，采取相應的措施以防止系統(tǒng)故障或損壞。此外，MMC型換流站在并網過程中，還需要考慮電網的頻率以及相位同步參數(shù)。通過與電網同步，確保換流站與電網協(xié)同運行，防止因頻率和相位差異引起的問題。

4.3 仿真驗證

為了驗證光伏電站并網控制策略的有效性，研究人員在母線側安裝了容量為10MW的接線。該接線的作用是模擬實際光伏電站并網環(huán)境，以便對控制策略進行深入研究。

研究人員模擬了變電站發(fā)生單相金屬性接地故障，故障延時為0.3s。這一模擬過程旨在了解和分析故障發(fā)生時，光伏電站并網系統(tǒng)的反應和處理能力。在仿真模型中，研究人員收集了非故障集電Ⅱ線和線路Ⅱ電容電流的數(shù)據(jù)并進行對比分析。當線路1出現(xiàn)接地故障后，該線路的電容電流上升，變?yōu)榉枪收暇€路電流的和。而線路2則表現(xiàn)為正常的電容電流。因此，在圖2中，線路1與線路2的電容電流波形存在一定的重合區(qū)域（見表3）。

通過對比分析，研究人員得出結論，在火電廠并網母線側安裝隔離變壓器能夠成功隔離2種接地方式，使它們相互不受影響。這一結論為光伏電站并網控制策略的有效性提供了有力的證據(jù)，也為后續(xù)的研究和應用奠定了基礎。

5 結語

在本次研究中，研究人員深入分析火電廠繼電保護系統(tǒng)，并通過優(yōu)化光伏電站并網方式，為可再生能源的大規(guī)模集成提供有價值的參考。在火電廠繼電保護方面，研究人員深入分析實時監(jiān)測、迅速響應等技術，降低線路故障對整個電力系統(tǒng)所造成的影響，而在光伏電站并網方式優(yōu)化方面，研究人員深入分析系統(tǒng)穩(wěn)定性以及影響電網協(xié)同運行的關鍵因素，通過頻率調整、相位同步等控制策略，提高了光伏電站的并網效率。

參考文獻

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