本發(fā)明涉及數(shù)據(jù)處理領(lǐng)域，特別涉及計(jì)及儲(chǔ)能充放電特性的光儲(chǔ)電站所接線路縱聯(lián)保護(hù)方法。

背景技術(shù)：

1、儲(chǔ)能作為光伏電站所接區(qū)域電網(wǎng)的“功率調(diào)控器”，已被逐漸廣泛應(yīng)用。目前實(shí)際應(yīng)用的儲(chǔ)能電站多采用交流耦合方式與光伏電站同時(shí)接于電網(wǎng)中，其容量占比相對(duì)較大，對(duì)所接電網(wǎng)的故障特性影響較為顯著。盡管光伏和儲(chǔ)能系統(tǒng)均經(jīng)過(guò)電力電子變流器并網(wǎng)，兩者短路電流特征都會(huì)受變流器暫態(tài)控制與保護(hù)策略影響，但是儲(chǔ)能獨(dú)特的充放電模式使其具有源荷二象性特征，這導(dǎo)致光儲(chǔ)電站相較于單一的光伏電站其故障形態(tài)更為復(fù)雜多樣。因此，傳統(tǒng)基于同步機(jī)特性的繼電保護(hù)原理存在更高的不正確動(dòng)作風(fēng)險(xiǎn)。

2、現(xiàn)有技術(shù)中，大多基于光伏電站等提供的短路電流變化特征，如瞬時(shí)電流波形相關(guān)性、正序電流分量和正序與負(fù)序電流分量相位差等提出縱聯(lián)保護(hù)判據(jù)。但這些判據(jù)主要適用于電網(wǎng)故障下光伏等新能源場(chǎng)站總是作為電源向故障點(diǎn)饋出短路電流的情況，未充分考慮儲(chǔ)能充放電模式的影響。因此，區(qū)別于單獨(dú)的光伏電站，光儲(chǔ)電站或儲(chǔ)能電站也可能類(lèi)似于負(fù)荷從電網(wǎng)吸收短路電流，此場(chǎng)景下上述技術(shù)并不適用。

3、為此，有部分研究在考慮儲(chǔ)能充放電模式影響的基礎(chǔ)上，結(jié)合正常運(yùn)行工況、區(qū)內(nèi)外故障下接有光儲(chǔ)電站線路兩側(cè)瞬時(shí)差動(dòng)電流/制動(dòng)電流的軌跡曲線的差異性，提出相應(yīng)的縱聯(lián)保護(hù)新判據(jù)。但是，前述保護(hù)新原理均主要依賴(lài)于光伏電站或光儲(chǔ)電站等的短路電流變化特性，而該短路電流變化特性受并網(wǎng)變流器暫態(tài)控制與保護(hù)策略等影響，當(dāng)變流器控制與保護(hù)策略發(fā)生變化時(shí)，這一判斷依據(jù)將不再可靠。

4、另外，在高比例光儲(chǔ)電站接入場(chǎng)景下，特別是當(dāng)發(fā)生高阻接地故障時(shí)，現(xiàn)有保護(hù)原理可能因短路電流特征不明顯而難以準(zhǔn)確識(shí)別。

5、綜上所述，現(xiàn)有技術(shù)中，至少存在以下問(wèn)題：1、大多方案僅適用于單獨(dú)的光伏電站而不適用于光儲(chǔ)電站；2、部分方案受變流器控制與保護(hù)策略影響，方案不具有普適性；3、高阻接地故障時(shí)，現(xiàn)有保護(hù)原理可能因短路電流特征不明顯而難以準(zhǔn)確識(shí)別。目前尚未有同時(shí)能夠解決上述問(wèn)題的方案。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)思路

1、針對(duì)現(xiàn)有技術(shù)存在的適用范圍窄、普適性較差、部分故障難以識(shí)別的問(wèn)題，本發(fā)明提供了計(jì)及儲(chǔ)能充放電特性的光儲(chǔ)電站所接線路縱聯(lián)保護(hù)方法，考慮了光儲(chǔ)電站短路電流幅值受限的特性，引入等值阻抗幅值比等概念，并通過(guò)差異化放大以擴(kuò)大區(qū)內(nèi)故障下線路兩側(cè)等值阻抗的差異，減少誤差影響，因此本發(fā)明不受光儲(chǔ)電站作為電源或負(fù)荷運(yùn)行的影響，也不受并網(wǎng)變流器暫態(tài)控制與保護(hù)策略變化和高阻接地故障的影響，有效地區(qū)分光儲(chǔ)電源所接電網(wǎng)的區(qū)內(nèi)外故障，適用于含儲(chǔ)能新能源場(chǎng)站高比例接入電網(wǎng)的場(chǎng)景。

2、以下是本發(fā)明的技術(shù)方案。

3、計(jì)及儲(chǔ)能充放電特性的光儲(chǔ)電站所接線路縱聯(lián)保護(hù)方法，包括以下步驟：

4、s1：對(duì)于被保護(hù)線路，通過(guò)電流和電壓互感器測(cè)量被保護(hù)線路兩側(cè)的瞬時(shí)電流和電壓；

5、s2：利用離散傅里葉算法計(jì)算線路兩側(cè)電流和電壓的工頻量分量；

6、s3：根據(jù)電流和電壓的工頻量分量計(jì)算線路兩側(cè)等值阻抗；

7、s4：根據(jù)線路兩側(cè)等值阻抗計(jì)算線路兩側(cè)等值阻抗幅值并差異化放大，基于差異化放大后的等值阻抗幅值求比，根據(jù)結(jié)果確定是否為區(qū)內(nèi)故障，若是則向保護(hù)裝置發(fā)出動(dòng)作信號(hào)，線路兩側(cè)斷路器跳閘，否則，保護(hù)不動(dòng)作。

8、由于儲(chǔ)能系統(tǒng)在光儲(chǔ)電站中具有源荷二象性特征，即既可以作為電源又可以作為負(fù)荷，其充放電模式對(duì)短路電流有顯著影響。本發(fā)明在計(jì)算等值阻抗時(shí)，間接考慮了儲(chǔ)能系統(tǒng)的充放電模式，從而提高了在光儲(chǔ)電站不同運(yùn)行模式下（電源或負(fù)荷）的故障識(shí)別準(zhǔn)確性。并且，通過(guò)計(jì)算線路兩側(cè)的等值阻抗幅值，并進(jìn)行差異化放大，可以顯著擴(kuò)大區(qū)內(nèi)故障與區(qū)外故障下線路兩側(cè)等值阻抗的差異，減少誤動(dòng)作的同時(shí)增加保護(hù)的可靠性和穩(wěn)定性，且基于故障引起的電流分流現(xiàn)象，能夠更準(zhǔn)確地判斷故障是否發(fā)生在區(qū)內(nèi)。

9、同時(shí)本發(fā)明不依賴(lài)于具體的短路電流變化特性，而是通過(guò)比較線路兩側(cè)的等值阻抗幅值比來(lái)判斷故障位置，因此不受變流器暫態(tài)控制與保護(hù)策略的影響、不受高阻接地故障的影響。

10、作為優(yōu)選，所述s2：利用離散傅里葉算法計(jì)算線路兩側(cè)電流和電壓的工頻量分量，包括：

11、；

12、其中，是采樣信號(hào)，是采樣點(diǎn)數(shù)，?是頻率索引，是頻率域中的表示；

13、提取的實(shí)部和虛部，得到光儲(chǔ)側(cè)的電流和電壓的工頻量分量、，以及系統(tǒng)側(cè)的電流和電壓的工頻量分量、。

14、作為優(yōu)選，所述s3：根據(jù)電流和電壓的工頻量分量計(jì)算線路兩側(cè)等值阻抗，包括：

15、；

16、其中、分別為光儲(chǔ)側(cè)、系統(tǒng)側(cè)等值阻抗，、分別為光儲(chǔ)側(cè)的電流和電壓的工頻量分量，、分別為系統(tǒng)側(cè)的電流和電壓的工頻量分量。

17、作為優(yōu)選，還包括根據(jù)電流和電壓的工頻量分量計(jì)算工頻電流幅值的變化量，包括：

18、；

19、式中，、分別為光儲(chǔ)側(cè)和系統(tǒng)側(cè)工頻電流幅值的變化量，和為光儲(chǔ)側(cè)和系統(tǒng)側(cè)當(dāng)前的工頻電流幅值；和為前一時(shí)刻工頻電流幅值。

20、作為優(yōu)選，所述s4中，根據(jù)線路兩側(cè)等值阻抗計(jì)算線路兩側(cè)等值阻抗幅值并差異化放大，包括：

21、根據(jù)線路兩側(cè)等值阻抗計(jì)算線路計(jì)算光儲(chǔ)側(cè)和系統(tǒng)側(cè)的等值阻抗幅值、；

22、基于光儲(chǔ)側(cè)和系統(tǒng)側(cè)的等值阻抗幅值、工頻電流幅值的變化量進(jìn)行等值阻抗幅值的差異化放大，得到差異化最大阻抗和差異化最小阻抗。

23、作為優(yōu)選，所述基于光儲(chǔ)側(cè)和系統(tǒng)側(cè)的等值阻抗幅值、工頻電流幅值的變化量進(jìn)行等值阻抗幅值的差異化放大，得到差異化最大阻抗和差異化最小阻抗，包括：

24、；

25、式中，和分別為差異化最大阻抗和差異化最小阻抗，、分別為光儲(chǔ)側(cè)和系統(tǒng)側(cè)的等值阻抗幅值，為自然常數(shù)，、分別為光儲(chǔ)側(cè)和系統(tǒng)側(cè)工頻電流幅值的變化量。

26、作為優(yōu)選，所述s4中，基于差異化放大后的等值阻抗幅值求比，根據(jù)結(jié)果確定是否為區(qū)內(nèi)故障，若是則向保護(hù)裝置發(fā)出動(dòng)作信號(hào)，線路兩側(cè)斷路器跳閘，否則，保護(hù)不動(dòng)作，包括：

27、；

28、式中，為阻抗調(diào)整系數(shù)；

29、若不等式成立，則向保護(hù)裝置發(fā)出動(dòng)作信號(hào)，線路兩側(cè)斷路器跳閘，否則，保護(hù)不動(dòng)作。

30、作為優(yōu)選，所述阻抗調(diào)整系數(shù)取1.2。

31、本發(fā)明還提供一種電子設(shè)備，包括存儲(chǔ)器和處理器，所述存儲(chǔ)器中存儲(chǔ)有計(jì)算機(jī)程序，所述處理器調(diào)用所述存儲(chǔ)器中的計(jì)算機(jī)程序時(shí)實(shí)現(xiàn)上述計(jì)及儲(chǔ)能充放電特性的光儲(chǔ)電站所接線路縱聯(lián)保護(hù)方法的步驟。

32、本發(fā)明還提供一種存儲(chǔ)介質(zhì)，所述存儲(chǔ)介質(zhì)中存儲(chǔ)有計(jì)算機(jī)可執(zhí)行指令，所述計(jì)算機(jī)可執(zhí)行指令被處理器加載并執(zhí)行時(shí)，實(shí)現(xiàn)上述計(jì)及儲(chǔ)能充放電特性的光儲(chǔ)電站所接線路縱聯(lián)保護(hù)方法的步驟。

33、本發(fā)明的實(shí)質(zhì)性效果包括：

34、由于儲(chǔ)能系統(tǒng)在光儲(chǔ)電站中具有源荷二象性特征，即其既可以作為電源向電網(wǎng)提供電力，也可以在需要時(shí)作為負(fù)荷從電網(wǎng)吸收電力，這種充放電模式的差異對(duì)光儲(chǔ)電站的短路電流相角和幅值有顯著影響。而本發(fā)明在計(jì)算等值阻抗時(shí)，充分考慮了儲(chǔ)能系統(tǒng)充放電模式對(duì)短路電流的影響，通過(guò)引入與線路兩側(cè)電流變化量相關(guān)的阻抗調(diào)整系數(shù)，有效放大了區(qū)內(nèi)故障下線路兩側(cè)等值阻抗之間的差異，從而提高了故障識(shí)別的準(zhǔn)確性。

35、另外，在正常運(yùn)行工況或區(qū)外故障時(shí)，線路兩側(cè)的等值阻抗幅值基本相等；而在區(qū)內(nèi)故障時(shí)，由于故障點(diǎn)電流的分流作用，線路兩側(cè)的等值阻抗幅值會(huì)產(chǎn)生顯著差異。因此本發(fā)明通過(guò)計(jì)算線路兩側(cè)的等值阻抗幅值比，并與設(shè)定的阻抗調(diào)整系數(shù)進(jìn)行比較，來(lái)判斷故障是否發(fā)生在區(qū)內(nèi)。這種方法不受光儲(chǔ)電站作為電源或負(fù)荷運(yùn)行的影響，能夠準(zhǔn)確區(qū)分區(qū)內(nèi)外故障。

36、并且，傳統(tǒng)基于同步機(jī)特性的繼電保護(hù)原理難以適應(yīng)電力電子變流器控制策略的變化，而光儲(chǔ)電站中的光伏和儲(chǔ)能系統(tǒng)均經(jīng)過(guò)電力電子變流器并網(wǎng)，其短路電流特征受變流器暫態(tài)控制與保護(hù)策略的影響。而本發(fā)明不依賴(lài)于具體的短路電流變化特性，而是通過(guò)比較線路兩側(cè)的等值阻抗幅值比來(lái)判斷故障位置。因此，即使電力電子變流器的控制與保護(hù)策略發(fā)生變化，只要故障引起的電流分流現(xiàn)象仍然存在，本發(fā)明就能準(zhǔn)確識(shí)別故障。

37、綜上所述，本發(fā)明通過(guò)考慮儲(chǔ)能充放電特性的影響、利用等值阻抗幅值比進(jìn)行故障判別等原理或邏輯，有效解決了現(xiàn)有技術(shù)存在的問(wèn)題，提高了光儲(chǔ)電站所接線路縱聯(lián)保護(hù)的可靠性和準(zhǔn)確性。