电网规范兼容的逆变型电力系统中距离保护的挑战与对策综述

《IEEE Open Journal of Power Electronics》：Challenges for Distance Relays in Grid Code-Compliant Inverter-Based Power Systems: A Review

本文针对电网规范（Grid Codes）兼容的逆变型资源（IBR）电力系统中距离保护（Distance Relays）的可靠运行问题展开研究。作者系统分析了距离保护元件（包括距离、方向及选相元件）在IBR系统中的失效机理，指出即便在符合IEEE Std. 2800等最新电网规范的条件下，由于IBR的过流限制（Overcurrent Limitation）及同步控制（Synchronization Control）引入的动态特性，仍有多项关键前提条件（Preconditions）无法满足，导致保护元件在稳态与暂态期间均面临挑战。研究通过理论推导、仿真（PSCAD）及控制器硬件在环（CHIL）测试，验证了IBR对故障电阻（Fault Resistance）耐受性、增量量（Incremental Quantities）依赖元件及相量估计（Phasor Estimation）的负面影响，并提出了下一代保护方案的开发方向。该成果对高比例新能源接入电网的安全稳定运行具有重要指导意义。

　　

随着风电、光伏等可再生能源的大规模并网，电力系统的“心脏”——同步发电机（Synchronous Generator, SG）正逐渐被逆变型资源（Inverter-Based Resources, IBR）所替代。这一转变不仅改变了电网的“血液”（电能）的输送方式，更对电网的“免疫系统”（继电保护）提出了严峻挑战。距离保护（Distance Relays）作为输电线路保护的“中流砥柱”，以其良好的选择性和经济性，长期以来守护着电网的安全。然而，IBR的故障特性与传统SG截然不同，其故障电流受控于电力电子变流器的控制策略，而非旋转电机的物理电磁特性，这导致为SG系统设计的距离保护在IBR系统中频频“误判”，甚至“拒动”。

问题的核心在于，距离保护的可靠动作依赖于一系列隐含的“前提条件”（Preconditions）。例如，保护装置通过测量故障环路的视在阻抗（Apparent Impedance）来判断故障位置，其计算依赖于源侧电流与电网侧电流不能相差过大；方向元件（Directional Elements）和选相元件（Phase Selection Elements）则依赖于电网呈现高度感性的输出阻抗，以及故障期间系统动态与故障前基本一致等条件。在传统的SG系统中，这些条件因SG的物理特性（如高惯性、感性阻抗）而自然满足。但IBR就像一个“精致的玻璃巨人”，其过流能力有限（通常仅能提供1.5倍额定电流），控制动态复杂，使得这些前提条件在IBR主导的电网中变得岌岌可危。

尽管最新的电网规范（如IEEE Std. 2800-2022、德国VDE-AR-N 4130）已着手规范IBR的故障行为，要求其在故障稳态期间注入特定的正、负序电流以支撑电网电压，并模拟SG的感性阻抗特性，但这远非“万能解药”。研究表明，即便IBR完全符合这些电网规范，由于其固有的控制延迟、同步动态（如锁相环PLL的动态响应）以及有限的过流能力，仍无法在所有工况下满足距离保护的全部前提条件。这不仅放大了距离保护在SG系统中本就存在的固有难题（如高源阻抗比SIR下的相量估计误差、故障电阻的影响），更引入了IBR特有的新问题（如增量量元件失效、暂态期间电流注入相位失准）。因此，系统性地审视电网规范兼容的IBR系统中距离保护面临的挑战，并探寻有效的解决方案，已成为保障新型电力系统安全稳定运行的迫切需求。

本文作者Yifei Li、Heng Wu和Xiongfei Wang发表在《IEEE Open Journal of Power Electronics》上的综述文章，正是对这一关键问题的深度回应。研究人员旨在厘清：在遵循最新电网规范的IBR系统中，距离保护的哪些前提条件得以满足？哪些依然无法满足？这些未满足的条件在稳态和暂态期间分别会引发何种挑战？其根本原因是什么？以及未来可能的解决路径何在？

为回答这些问题，作者采用了系统性的分析方法。首先，通过重温距离保护的工作原理（包括距离元件、方向元件和选相元件），清晰地梳理出其可靠动作所依赖的关键前提条件。其次，详细回顾了相关电网规范中对IBR故障穿越（FRT）行为的要求，特别是对故障电流动态响应时间（如上升时间t_r、响应时间t_res、稳定时间t_s）和稳态电流注入（如负序电流与电压夹角需保持在90°-100°之间）的规定。在此基础上，文章构建了理论分析框架，结合PSCAD/EMTDC仿真平台和基于RT Box的控制器硬件在环（CHIL）实验，深入剖析了电网规范兼容的IBR在稳态和暂态期间满足或违背各项前提条件的具体场景及其对保护元件性能的影响。研究特别关注了IBR控制（如双锁相环Dual PLLs策略、电流参考值生成）与保护元件动作之间的交互作用。

稳态期间的挑战

研究表明，在故障进入稳态后（即故障电流中的暂态分量衰减完毕），符合IEEE Std. 2800规范的IBR能够满足部分前提条件。例如，得益于Δ-Y₀变压器的配置，零序电流不受IBR控制限制且主导单相接地（aG）故障电流，使得距离元件在存在接地故障电阻（R_f）时仍能可靠动作。同时，规范要求的负序感性阻抗特性（Z_v2高度感性）也保证了基于负序和零序量的方向元件和选相元件（如依赖φ₂, φ₀, δ₂₀的元件）能够正确工作。

然而，IBR的过流限制这一根本特性导致了其他前提条件无法满足。对于相间（bc、bcG）故障和对称故障，受限的正序和负序电流使得电网侧电流（i_gbc）远大于IBR侧电流（i_bc），导致由故障电阻引入的测量误差阻抗（Z_error）急剧增大，使得距离元件的阻抗轨迹（Impedance Trajectory）落在动作区之外，造成拒动。仿真结果清晰显示，当相间故障电阻（R_arc）为20Ω时，bc环路的视在阻抗Z_bc无法进入Zone-2动作区。此外，IBR在故障期间其诺顿等效电路中的电流源（i_c）和阻抗（Z_c）动态与故障前差异显著，破坏了增量量（△i₁, △v₁）计算的基础假设，导致依赖增量量的方向元件（△φ₁）和选相元件（△δ₂₁）失效。CHIL实验证实，在aG故障下，△φ₁测量值为81°，△δ₂₁为171°，均偏离其正确的动作范围。

暂态期间的挑战

在故障发生后的暂态期间（通常为故障后数十至数百毫秒，与控制回路稳定时间重叠），挑战更为严峻。首先，IBR的过流限制导致其等效输出阻抗远大于线路阻抗，造成极高的源阻抗比（SIR），加剧了相量估计的固有难题。其次，IBR控制系统的动态（特别是锁相环PLL追踪电网电压相角的过程）会引发故障电流的频率偏移（Frequency Excursion）。理论推导表明，正序电流的瞬时频率ω_i1不仅取决于电网额定频率ω₁，还受到PLL动态（sin(θ_t1-θ_PLL1)(K_p+K_i/s)）和电流参考值相位φ_m1变化的影响，导致其偏离工频，使得基于工频假设的离散傅里叶变换（DFT）相量测量产生误差。CHIL测试显示，测量频率在暂态期间波动剧烈，DFT测得的电流相角与物理实际值存在明显偏差。此外，在PLL未完全锁相稳定前，IBR无法精确控制注入电流的相位，使得负序电流与电压的夹角（φ₂）难以维持在电网规范要求的90°-100°范围内，从而影响了基于负序量的监督元件的暂态性能。研究还发现，PLL的带宽参数对监督元件的暂态行为有显著影响，带宽越高，动态响应越快，但对相量估计的干扰也可能更复杂。

结论与展望

该综述研究得出结论：在电网规范兼容的IBR系统中，距离保护面临着稳态和暂态期的双重挑战。稳态下，IBR的过流限制和故障前后动态差异导致距离元件对故障电阻的耐受性变差，且增量量依赖的监督元件失效；暂态下，IBR引入的高SIR、频率偏移以及同步控制动态，使得相量估计准确性下降，预期电流注入特性难以保证，进一步威胁保护可靠性。这些挑战既放大了距离保护在SG系统中已有的固有问题，也带来了IBR特有的新问题。

针对这些挑战，文章探讨了两种潜在的解决路径。一是通过电网规范进一步标准化IBR行为，或优化IBR控制策略（如使故障期间源动态接近故障前），但受限于IBR固有的过流能力和控制动态，此法有其局限性。二是调整保护定值或开发新一代保护方案。鉴于仅靠调整定值无法根本解决故障电阻影响等问题，发展不依赖于精确相量估计、能够解耦源动态的保护原理至关重要，例如时域保护方法（Time-Domain Protection）和行波保护（Traveling Wave-Based Protection）等。

此项研究系统地揭示了IBR高渗透率电网中距离保护面临的深层机理问题，为保护设备的适应性改造和新原理保护技术的研发提供了清晰的理论依据和方向指引，对构建安全、可靠的新型电力系统具有重要的理论和实践意义。