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摘要
雙碳目標(biāo)下新能源大量接入電網(wǎng)，繼電保護(hù)作為電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行首要保障措施越發(fā)重要。構(gòu)網(wǎng)型變流器技術(shù)研究多集中于系統(tǒng)穩(wěn)定控制、故障穿越等方面，對于繼電保護(hù)的特性研究則鮮有涉及。對構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能變流器控制策略下輸電線路保護(hù)適應(yīng)性展開分析。首先，分析構(gòu)網(wǎng)型變流器的同步控制策略和故障穿越控制策略，同時(shí)對不同故障穿越控制策略下的構(gòu)網(wǎng)型變流的故障電路進(jìn)行等效；其次，針對常見保護(hù)配置開展構(gòu)網(wǎng)控制策略下的動(dòng)作性能評估，并對各種保護(hù)配置進(jìn)行適應(yīng)性分析；最后，在Simulink中搭建含構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能變流器的輸電線路模型，對相關(guān)理論進(jìn)行驗(yàn)證，并根據(jù)輸電線路保護(hù)適應(yīng)性，給出了相應(yīng)的改進(jìn)建議。
01
構(gòu)網(wǎng)型變流器控制策略與等效電路
1.1 構(gòu)網(wǎng)型變流器的同步運(yùn)行控制策略
相較于跟網(wǎng)型變流器，構(gòu)網(wǎng)型變流器控制注入功率的方法為調(diào)整公共耦合點(diǎn)的電壓，通常采用下垂控制、虛擬同步機(jī)控制和虛擬振蕩器控制等策略。本文構(gòu)建的仿真模型采用了虛擬同步機(jī)控制策略，因此，本文將重點(diǎn)分析虛擬同步機(jī)控制策略。
虛擬同步機(jī)的控制策略利用了搖擺方程特性，構(gòu)網(wǎng)型變流器接入系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運(yùn)行或小擾動(dòng)情況下，其控制效果所呈現(xiàn)的外在特征與同步機(jī)相似，主要為以下兩個(gè)典型特征：
1）對外呈現(xiàn)的是電壓源特性；
2）通過控制變流器自身輸出功率實(shí)現(xiàn)同步。
以控制輸出功率實(shí)現(xiàn)同步方式為例，對構(gòu)網(wǎng)型變流器的同步運(yùn)行控制進(jìn)行分析，其典型控制框圖如圖1所示。圖1中，P為變流器網(wǎng)側(cè)公共耦合點(diǎn)編號；u、up分別為變流器端口處和P處的電壓；ip為P處的電流，規(guī)定電流正方向?yàn)樽兞髌髦赶螂娋W(wǎng)側(cè)；θ為電壓相位給定值；為參考電壓幅值；為三相電壓調(diào)制波。構(gòu)網(wǎng)型變流器控制系統(tǒng)，通過采集公共耦合點(diǎn)電壓電流量，依據(jù)外環(huán)功率控制環(huán)節(jié)得出電壓幅值信號和相位信號θ，然后經(jīng)內(nèi)環(huán)電壓電流控制環(huán)節(jié)處理，輸出相應(yīng)的調(diào)制信號，最終利用PWM發(fā)生器轉(zhuǎn)換為功率開關(guān)器件的驅(qū)動(dòng)信號。構(gòu)網(wǎng)型變流器經(jīng)濾波電感Lf對高頻諧波進(jìn)行濾除后接入交流電網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)控制系統(tǒng)的閉環(huán)運(yùn)行。
圖1 構(gòu)網(wǎng)型變流器同步運(yùn)行的典型控制框圖
Fig.1 Typical control diagram for synchronous operation of grid type inverters
本文著重分析穩(wěn)態(tài)運(yùn)行與故障暫態(tài)情況下的系統(tǒng)等效結(jié)構(gòu)及電氣特征，對于同步控制策略中變流器端口電壓幅值和相位的外環(huán)自產(chǎn)環(huán)節(jié)的具體控制細(xì)節(jié)并不過多涉及，綜合認(rèn)為其能夠模擬發(fā)電機(jī)的基本特性，對外等效為電壓源。
1.2 構(gòu)網(wǎng)型變流器的故障穿越控制策略
受功率半導(dǎo)體器件過流能力限制，構(gòu)網(wǎng)型變流器在故障穿越期間需限制輸出電流，否則會(huì)造成器件損壞。故障限流策略直接影響了系統(tǒng)故障等大擾動(dòng)情況下的電氣特征，是本研究關(guān)注重點(diǎn)之一。構(gòu)網(wǎng)型變流器控制中目前常用的故障限流策略主要分為2類。
1）電流直接限幅策略。電流直接限幅主要有兩種實(shí)現(xiàn)方式。第一種方式是在過流時(shí)，繼續(xù)維持構(gòu)網(wǎng)型控制策略，通過對電流參考值的直接限幅以防止電流過大，同時(shí)內(nèi)環(huán)控制器確保電流指令的精確跟蹤。另一種方式則是在檢測到過流時(shí)，迅速切換至傳統(tǒng)的基于鎖相環(huán)的矢量控制模式，通過精確控制電流來實(shí)現(xiàn)限流目的。直接限幅方法主要特點(diǎn)為快速響應(yīng)和高精度控制，但在限幅作用期間，變流器會(huì)轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏髟刺匦浴?/span>
2）電流間接限幅策略。電流間接限幅策略的核心思想是采取控制策略動(dòng)態(tài)增大內(nèi)部的虛擬阻抗。這一方法等同于增大了換流器與電網(wǎng)中故障點(diǎn)之間的電氣隔離距離，從而有效限制故障電流。在限流過程中，虛擬阻抗能夠平緩地增大，避免電流的突變。同時(shí)在故障期間，換流器的外部特性可等效為一個(gè)電壓源串聯(lián)一個(gè)可調(diào)阻抗。
當(dāng)采用電流直接限幅控制時(shí)，變流器會(huì)轉(zhuǎn)為電流源特性，大大減小了穩(wěn)定裕度。因此本文分析對象為采用間接方式實(shí)現(xiàn)限流的控制策略，該策略也能夠更好地?cái)M合同步機(jī)系統(tǒng)外特性。
間接的虛擬阻抗限流方式，可直觀理解為在既有的電壓電流內(nèi)環(huán)控制環(huán)節(jié)，引入了虛擬阻抗控制，該虛擬阻抗以電抗分量占主導(dǎo)，其典型控制流程如圖2所示。圖2中，GV和GI分別為電壓和電流內(nèi)環(huán)傳遞函數(shù)；RS和LS分別為等效虛擬阻抗和電感；u?和i?分別為電壓和電流指令值。
圖2 虛擬阻抗限流方式的典型控制
Fig.2 Typical control diagram of virtual impedance current limiting method
1.3 構(gòu)網(wǎng)型變流器的故障等效電路
故障嚴(yán)重程度對構(gòu)網(wǎng)型變流器的控制策略具有決定性影響。在故障影響較小的情況下，構(gòu)網(wǎng)型變流器能夠維持其正常運(yùn)行狀態(tài)；然而，在嚴(yán)重故障情況下，電源將轉(zhuǎn)入故障穿越狀態(tài)。
若電源沒有處于故障穿越控制狀態(tài)，逆變器端口的電壓輸出將主要依賴于外環(huán)對內(nèi)環(huán)所設(shè)定的電壓值。在此情況下，構(gòu)網(wǎng)型變流器的運(yùn)行受給定的無功功率及并網(wǎng)點(diǎn)電壓的調(diào)控，可被視為一個(gè)受控電壓源與小阻抗的串聯(lián)組合，如圖3所示。圖3中，UIBR為等效電壓源的電壓幅值；IIBR為等效電流源的電流幅值；ZIBR為等效阻抗。
圖3 構(gòu)網(wǎng)型變流器的故障等值模型
Fig.3 Fault equivalent model of grid type converter
當(dāng)實(shí)施直接限流型的故障穿越控制策略時(shí)，原先設(shè)定的電壓外環(huán)將不再發(fā)揮作用，而是根據(jù)需求直接設(shè)定輸出電流。此時(shí)，構(gòu)網(wǎng)型變流器可被視為一個(gè)受控電流源與大阻抗的并聯(lián)組合。
在實(shí)施虛擬阻抗控制策略的情況下，維持給定電壓的外環(huán)控制不變，當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生故障并引入虛擬阻抗后，系統(tǒng)的等效阻抗會(huì)隨之改變。特別地，某些策略下的阻抗能夠依據(jù)故障的嚴(yán)重程度進(jìn)行自適應(yīng)調(diào)整。因此，可以將構(gòu)網(wǎng)型變流器視作一個(gè)受控電壓源與可變阻抗的串聯(lián)組合。
02
輸電線路保護(hù)的適應(yīng)性分析
隨著并網(wǎng)新能源規(guī)模的不斷擴(kuò)大，電力系統(tǒng)的故障特性變得日益復(fù)雜，這對輸電系統(tǒng)中繼電保護(hù)元件的正常運(yùn)作構(gòu)成了更為嚴(yán)重的威脅。特別地，針對110 kV和330 kV等級的關(guān)鍵送出線路保護(hù)，其適應(yīng)性的提升與改進(jìn)配置方案的制定成為了電力系統(tǒng)運(yùn)行管理部門及繼電保護(hù)設(shè)備制造商共同關(guān)注的焦點(diǎn)問題，亟待深入研究與有效解決。主流新能源送出電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖4所示，其中風(fēng)電和光伏采用跟網(wǎng)型變流器，儲(chǔ)能采用構(gòu)網(wǎng)型變流器。
圖4 新能源送出電網(wǎng)示意
Fig.4 Schematic diagram of new energy transmission grid
1） 對于110 kV的輸電線路，尤其是具有雙側(cè)電源特性的線路，其主保護(hù)策略通常是配置一套全線速動(dòng)保護(hù)裝置。此外，還配備有3段式相間和接地距離保護(hù)作后備保護(hù)，同時(shí)結(jié)合了零序電流保護(hù)，以應(yīng)對由過渡電阻引發(fā)的接地故障情況。
2）針對330 kV送出線路的保護(hù)配置與整定，強(qiáng)化主保護(hù)，精簡后備保護(hù)。主保護(hù)方面，主要類型包括縱聯(lián)電流差動(dòng)保護(hù)、方向縱聯(lián)保護(hù)和縱聯(lián)距離保護(hù)。推薦采用兩套全線速動(dòng)保護(hù)，兩套保護(hù)的交流回路與直流電源系統(tǒng)完全獨(dú)立，能夠迅速處理全線范圍的各種故障。兩套保護(hù)還增設(shè)了選相功能，因此對于需要配置單相重合閘的線路，也能夠精準(zhǔn)判斷并隔離故障相。后備保護(hù)方面，為降低配合整定的復(fù)雜性，同時(shí)全面覆蓋并響應(yīng)線路可能發(fā)生的各類故障，選擇階段式相間保護(hù)和接地保護(hù)策略。
根據(jù)以上送出線路保護(hù)配置，下面分別對縱聯(lián)電流差動(dòng)保護(hù)、方向縱聯(lián)保護(hù)、距離保護(hù)、零序電流保護(hù)以及選相元件的適應(yīng)性進(jìn)行分析。
電流差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作原理如圖5所示，其中US為系統(tǒng)等效電壓；Rf為接地阻抗；If為接地電流；IM與IN分別為線路M端和N端的電流分量；UM與UN分別為線路M端和N端的電壓分量。
圖5 電流差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作原理
Fig.5 Schematic diagram of current differential protection operation
當(dāng)實(shí)施直接限流的控制策略時(shí)，變流器所提供的故障電流幅值為相對較小的固定值；電流相位則具有不確定性，受多種因素影響，包括所采用的控制策略、故障具體類型以及故障位置等，因此保護(hù)的靈敏度有所下降。當(dāng)實(shí)施虛擬阻抗的控制策略時(shí)，逆變器并網(wǎng)點(diǎn)的電壓設(shè)定值與電流值為非線性關(guān)系，相較于正常運(yùn)行狀態(tài)，保護(hù)背側(cè)等值阻抗的幅值與相位均有所變動(dòng)。同時(shí)，在故障情況下，兩端電流的幅值和相位關(guān)系也與未采用虛擬阻抗控制時(shí)存在差異。因此，對于虛擬阻抗控制下的電流差動(dòng)保護(hù)，有必要進(jìn)行深入的定性和定量分析，以明確其動(dòng)作行為特性。
在故障期間，構(gòu)網(wǎng)變流系統(tǒng)的等值正序阻抗幅值和相位均會(huì)產(chǎn)生一定的變化。相位不穩(wěn)定會(huì)影響正序故障分量方向元件的準(zhǔn)確動(dòng)作。而構(gòu)網(wǎng)變流系統(tǒng)沒有負(fù)序暫態(tài)電勢，其負(fù)序回路在控制特性的作用下僅發(fā)生輕微變化，從而使得系統(tǒng)的負(fù)序阻抗保持相對穩(wěn)定狀態(tài)，有利于準(zhǔn)確判斷故障方向。此外，零序分量完全由線路網(wǎng)絡(luò)拓?fù)錄Q定，因此零序阻抗也呈現(xiàn)出穩(wěn)定特性，確保了零序故障分量方向元件的準(zhǔn)確動(dòng)作。
距離保護(hù)通過計(jì)算短路時(shí)保護(hù)安裝處的電壓Um與電流Im之比，得出保護(hù)與故障點(diǎn)之間的距離Lk，通過測量阻抗Zm=Um/Im判別故障是否在保護(hù)區(qū)內(nèi)。相較于傳統(tǒng)跟網(wǎng)型逆變電源，構(gòu)網(wǎng)型變流器具有電壓源屬性。當(dāng)并網(wǎng)點(diǎn)電壓Uf降低時(shí)，其與給定電壓U?的差值使得外環(huán)輸出電壓U增加，以支撐并網(wǎng)點(diǎn)電壓，保持電壓源特性。虛擬阻抗的投入，使得電源側(cè)不再是線性阻抗，戴維南等值短時(shí)受到影響，暫態(tài)的測量阻抗可能會(huì)偏離阻抗圓，但穩(wěn)態(tài)情況下能夠準(zhǔn)確計(jì)算。由于兩側(cè)故障電流存在較大差異，過渡電阻對測量阻抗的影響大于常規(guī)線路的距離保護(hù)，但構(gòu)網(wǎng)型變流器較大的過流倍數(shù)有助于改善此情況。
在構(gòu)網(wǎng)變流系統(tǒng)送出線上，當(dāng)距主網(wǎng)電源x處發(fā)生單相短路接地故障時(shí)，流過主網(wǎng)側(cè)的零序電流與x呈反比例。在單相接地故障情況下，構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)流過的零序電流與L?x呈反例關(guān)系。
相電流差突變量選相元件選相的關(guān)鍵在于兩相電流差突變量的幅值關(guān)系，即
式中：ΔIAB、ΔIBC和ΔICA分別為兩相電流差突變量；C1、C2分別為正、負(fù)序電流分支系數(shù)；α為ej120°；IF1和IF2分別為故障點(diǎn)正序、負(fù)序電流。
當(dāng)C1≠C2時(shí)，為保證選相元件的正確選相，則需要滿足
選相元件的判別依據(jù)為
分析構(gòu)網(wǎng)變流系統(tǒng)的故障特征可得，若在故障期間，采取的控制措施導(dǎo)致C1和C1變化較大，最大相差超過90°，則會(huì)導(dǎo)致選相元件無法準(zhǔn)確選相；而主網(wǎng)系統(tǒng)側(cè)的正序和負(fù)序電流的分支系數(shù)大小接近，可準(zhǔn)確識(shí)別故障相。
03
仿真驗(yàn)證
在Simulink中搭建圖4所示的仿真模型，結(jié)合不同的故障工況對故障電氣特征及繼電保護(hù)的動(dòng)作特性進(jìn)行驗(yàn)證。構(gòu)網(wǎng)型變流器控制采用虛擬同步機(jī)控制策略和虛擬阻抗限流方式。
考慮不同的故障類型和過渡電阻，輸電線路電流差動(dòng)保護(hù)的動(dòng)作情況如表1所示。
表1 輸電線路電流差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作情況
Table 1 Operation of Current Differential Protection for Transmission Lines
由表1可得，發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時(shí)，保護(hù)均能夠正常動(dòng)作；發(fā)生區(qū)外故障時(shí)均不動(dòng)作。保護(hù)的動(dòng)作幾乎不受構(gòu)網(wǎng)變流系統(tǒng)下故障電流特性干擾。特別地，構(gòu)網(wǎng)變流系統(tǒng)因其弱電源特性，在故障時(shí)產(chǎn)生的電流相對較小，導(dǎo)致差動(dòng)電流與制動(dòng)電流差異較小，此特征與常規(guī)弱饋系統(tǒng)接近。
為驗(yàn)證方向元件在故障期間動(dòng)作特性，A相故障下線路構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)的各類方向元件的判別結(jié)果如圖6所示。
圖6 不同方向元件的判別結(jié)果
Fig.6 Discrimination results of components in different directions
分析圖6可得：構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)的正負(fù)序阻抗比kZ12存在一定波動(dòng)，由此導(dǎo)致ΔθA、ΔθB、ΔθC、ΔθAB、ΔθBC、ΔθCA呈現(xiàn)出一定程度波動(dòng)性，進(jìn)而影響了相量方向元件故障判斷的穩(wěn)定性。當(dāng)采取特定限流措施時(shí)，構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)的正序阻抗出現(xiàn)一定程度波動(dòng)，導(dǎo)致Δθ1出現(xiàn)一定程度波動(dòng)，可能導(dǎo)致正序故障分量方向元件無法穩(wěn)定判斷。構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)的負(fù)序和零序阻抗相對穩(wěn)定，Δθ2和Δθ0基本穩(wěn)定在動(dòng)作區(qū)內(nèi)，因此負(fù)序和零序方向元件均能夠在動(dòng)作區(qū)內(nèi)維持穩(wěn)定。
區(qū)外和區(qū)內(nèi)故障時(shí)構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)距離保護(hù)的動(dòng)作情況如表2~3所示。
表2 區(qū)外故障時(shí)構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)距離Ⅰ段動(dòng)作情況
Table 2 The action of distance segment I on the converter side of the network during faults outside the area
表3 區(qū)內(nèi)故障時(shí)構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)距離Ⅰ段動(dòng)作情況
Table 3 The action of distance segment I on the converter side of the network during faults inside the area
從表2中可以看出，該故障為正方向區(qū)外故障。但當(dāng)存在0.3 Ω的過渡電阻時(shí)，相間短路和三相短路故障的測量阻抗位于動(dòng)作區(qū)內(nèi)，即發(fā)生了穩(wěn)態(tài)超越。由此可得，在發(fā)生正方向區(qū)外故障時(shí)，構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)距離元件的耐受過渡電阻能力和提供的故障電流相關(guān)，與典型弱饋系統(tǒng)特征較為類似。
從表3中可以看出，在沒有過渡電阻的情況下，測量阻抗能夠反映保護(hù)與故障位置的線路阻抗，保護(hù)元件能夠正常動(dòng)作。然而，當(dāng)存在0.6 Ω的過渡電阻時(shí)，構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)測量阻抗會(huì)偏移至保護(hù)動(dòng)作區(qū)外。進(jìn)一步地，過渡電阻增大至6 Ω時(shí)，對于部分故障類型，同樣會(huì)產(chǎn)生偏移。由此推斷，在區(qū)內(nèi)發(fā)生故障的情況下，構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)距離保護(hù)元件對于過渡電阻的耐受能力和提供的故障電流相關(guān)，與典型弱饋系統(tǒng)特征較為類似。
假定構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)戴維南等效電勢EW分別為1.3Un、Un、0.9Un，Un為系統(tǒng)電源額定電壓，記錄不同的單相接地故障位置下主網(wǎng)側(cè)和構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)保護(hù)裝置流過的零序電流，具體結(jié)果如圖7~8所示。分析圖7可得，隨著EW的降低，零序電流曲線整體也呈現(xiàn)下降趨勢，且各曲線的形狀一致。分析圖8可得，零序電流曲線不僅隨EW的下降而下降，其形狀也趨于平緩。這一結(jié)論與前文適應(yīng)性分析的結(jié)論相吻合。
圖7 流向主網(wǎng)側(cè)的零序電流與故障距離變化的關(guān)系
Fig.7 The relationship between the zero-sequence current flowing to the main grid side and the fault distance
圖8 流向構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)的零序電流與故障距離的關(guān)系
Fig.8 The relationship between the zero-sequence current flowing towards the grid-forming converter side and the fault distance
為驗(yàn)證線路兩側(cè)選相元件在故障期間動(dòng)作特性，A相故障下線路兩側(cè)的相電流差突變量如圖9所示。由圖9中可得，A相發(fā)生接地故障時(shí)，當(dāng)采取特定限流措施時(shí)，若C1和C2變化較大，則無法確定相電流差突變量間的幅值大小，從而導(dǎo)致無法準(zhǔn)確選相。而主網(wǎng)側(cè)正負(fù)序電流分支系數(shù)接近，相電流差突變量之間的幅值關(guān)系確定，因此能夠正確選相。
圖9 線路兩側(cè)的相電流差突變量
Fig.9 Sudden change in phase current difference on both sides of the line
在各種類型故障下，線路兩側(cè)選相元件的判別結(jié)果如表4所示。從表4可以看出，主網(wǎng)側(cè)的選相元件都能準(zhǔn)確判別故障相，在構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)，選相的穩(wěn)定性與限流措施相關(guān)，存在誤選的可能。
表4 不同故障下兩側(cè)選相元件的判別結(jié)果
Table 4 The discrimination results of phase selection elements on both sides under different fault conditions
綜上，分析了構(gòu)網(wǎng)型變流器控制策略下輸電線路保護(hù)適應(yīng)性，給出送出線路保護(hù)配置建議如下。
1）對于110 kV的輸電線路，其主保護(hù)推薦選擇分相電流差動(dòng)保護(hù)。為了進(jìn)一步增強(qiáng)保護(hù)性能，特定限流措施下，考慮將距離I段保護(hù)設(shè)置應(yīng)對過渡電阻的措施，以確保響應(yīng)正確。同時(shí)，為了全面覆蓋各種故障情況，還應(yīng)配備零序電流保護(hù)、距離Ⅱ段和Ⅲ段保護(hù)，作相間及接地故障的后備保護(hù)。
2）對于送出變壓器，其主保護(hù)推薦選擇比率差動(dòng)保護(hù)。為增強(qiáng)保護(hù)可靠性，推薦選取勵(lì)磁涌流判據(jù)，如時(shí)差法和間斷角鑒別法等。后備保護(hù)則選擇零序電流方向保護(hù)和過電流保護(hù)。
3）對于330 kV的送出線路，其主保護(hù)推薦選擇分相電流差動(dòng)保護(hù)。同時(shí)配備基于零序分量的方向元件和基于差流特征的選相元件，以準(zhǔn)確判斷故障類型和位置。后備保護(hù)配置則推薦參考110 kV送出線路的配置方案。
04
結(jié)論
本文對構(gòu)網(wǎng)型變流器控制策略下輸電線路保護(hù)適應(yīng)性展開分析，在Simulink中搭建相應(yīng)的仿真模型，并對相關(guān)的理論進(jìn)行了驗(yàn)證，得出結(jié)論如下。
1） 當(dāng)虛擬阻抗的控制策略投入時(shí)，逆變器并網(wǎng)點(diǎn)的電壓與電流為非線性關(guān)系，相較于正常運(yùn)行時(shí)，保護(hù)背側(cè)等值阻抗的幅值及相位均發(fā)生變化，但一般不會(huì)影響縱聯(lián)電流差動(dòng)保護(hù)的動(dòng)作可靠性。在故障期間，暫態(tài)正序故障分量方向元件與限流策略相關(guān)，而構(gòu)網(wǎng)變流系統(tǒng)的負(fù)序和零序阻抗較為穩(wěn)定，負(fù)序故障分量方向元件和零序故障分量方向元件能夠正確進(jìn)行判斷。
2） 由于構(gòu)網(wǎng)型變流器的電壓源特性，當(dāng)并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌落時(shí)，其外環(huán)輸出電壓會(huì)增加，有利于距離保護(hù)。兩側(cè)故障電流的差異導(dǎo)致過渡電阻對測量阻抗的影響大于線路的距離保護(hù)。
3） 主網(wǎng)側(cè)零序電流曲線隨構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)戴維南等效電勢降低而下降，使得零序電流保護(hù)的靈敏度降低。構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)零序電流曲線隨構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)戴維南等效電勢降低而下降的同時(shí)，其形狀也趨于平緩，影響保護(hù)整定值的配合關(guān)系。
4） 基于相電流差突變量選相元件能否可靠工作取決于負(fù)正序分支系數(shù)的關(guān)系。對送出線路而言，構(gòu)網(wǎng)變流側(cè)負(fù)正序電流分支系數(shù)差異與限流策略相關(guān)。
