图1 电化学储能电站拓扑结构
Fig.1 Topological structure of electrochemical energy storage power station
摘要 受电化学储能电站充、放电两种运行工况下不同故障特征的影响，采用记忆电压的比相式距离保护元件，在储能侧保护正方向和系统侧保护反方向发生故障时均可能出现不正确动作的情况。为此，该文研究了基于故障前电流方向的相位修正的距离保护方案。首先，分析了储能电站在充/放电不同工况下的故障特性，从原理上阐述其对阻抗继电器动作性能的影响机理；其次，提出了一种基于储能等值视在电源阻抗角的动作判据相位修正方法，即改进的距离保护方法；最后，在PSCAD/EMTDC仿真平台上进行验证。仿真结果表明：充电工况下，短路电流与电压的相位差变化将导致储能电站侧保护在正方向故障时拒动，系统侧保护在反方向故障时误动，而所提的距离保护的改进方法可以消除充电工况的影响，准确识别故障位置，距离保护可靠动作，且有较强的抗过渡电阻能力。
关键词：储能电站 故障特性 继电保护 距离保护 相位修正
大力发展可再生能源发电是实现“双碳”目标的重要举措[1]。2024年，中国可再生能源新增装机超3亿kW，占新增装机85%以上，风电、光伏总装机13.5亿kW，约占全国总装机的40%，可再生能源发电量稳步增长，风电太阳能发电量合计达1.83万亿kW·h，同比增长27%[2]。尽管风光等可再生能源低碳、环保且可持续，但其能量密度低、功率波动大等问题也给电力系统安全稳定运行带来了挑战。鉴于储能电站可解耦发电和用电，中国现已将储能技术规模化应用确立为提升可再生能源消纳能力的关键路径。
据国家能源局统计，中国新型储能快速发展，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7 376万kW/1.68亿kW·h，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%，并逐步呈现集中式、大型化趋势[3-4]。然而，电化学储能电站通过电力电子变换器与电网连接，其故障特征与同步发电机的故障特征有较大差别，表现出弱馈、电源阻抗变化等特点[5]，同时受到自身充放电状态的影响，与风电、光伏等新能源的故障特性又有所区别，基于传统电源所构建的距离保护面临极大挑战。因此，研究距离保护在电化学储能接入系统中的适应性十分重要。
极化电压作为距离保护的关键参量，其取值直接影响保护元件的动作特性。传统保护装置普遍采用故障相电压作为极化量，但在故障相电压接近零时，该方式易导致保护装置出口有死区，此时通常采用记忆电压作为极化电压。然而，逆变型电源的故障特征会导致基于记忆电压极化的距离保护元件误动或拒动[6-8]。现阶段，围绕逆变型电源接入线路距离保护适应性的研究多聚焦于风电、光伏等新能源场站。文献[9]基于双馈式风电场的故障特性，对采用极化电压的比相式距离保护进行了适用性分析，但分析时只考虑了风机弱馈，正、负序阻抗不等的故障特性。文献[10]以新能源经柔直送出系统中的比相式距离保护适用性为研究对象，分析了系统功角变化对距离保护的影响，但缺少对故障后功角变化特性的理论研究。而电化学储能电站独特的充、放电工况使其具有源荷二象性特征[11]，这导致其提供的故障电流在充电与放电工况下呈现显著的相位差异，可能对采用记忆电压的比相式距离保护元件产生影响，引发保护误动或拒动。
为此，目前也有一些文献分析了储能电站充、放电在不同工况下故障特征变化带来的影响。文献[12]基于对故障特性的分析，探讨了建立储能电站电磁暂态模型的方法，同时指出储能电站在充电模式下作为负荷与放电模式下作为电源时，其故障响应特性存在显著差异；文献[13-14]针对电网故障时储能变流器的暂态控制方式、电流限幅策略，以及充放电模式对短路电流变化特性的影响机理进行了分析，推导了储能电站提供的短路电流幅值计算式，但对于短路电流相位的计算尚未涉及；文献[15]研究了功率方向元件在储能电站接入配电网中的适用性，考虑了充电和放电两种运行模式所产生的不利影响，但未能进一步探讨更为复杂的距离保护。此外，还有学者利用高频阻抗不受电源控制策略及故障情况影响的特点，提出了基于电力电子接口的高频阻抗的距离保护方向元件，用于识别新能源所接配电线路上的区内外故障[16-17]，然而该元件对采样率以及互感器测量精度有较高要求，工程可靠性有待验证。
针对上述问题，本文首先基于故障情况下电化学储能电站接入电网的技术规范，分析了充/放电不同工况下储能电站的故障特性；其次，从原理上分析了电化学储能电站对采用记忆电压的比相式距离保护（简称“距离保护”）元件的影响，特别是储能充电工况下距离保护元件的适应性；最后，提出了一种基于储能等值视在电源阻抗角的相位修正方法距离保护方案，并通过仿真验证了所提改进方法的有效性。
电化学储能电站典型拓扑如图1所示，主要包括电池组、双向DC-DC变流器、直流电容、变流器和滤波器，储能电站发出的电能经升压变压器并入外部电网。图1中，uabc和iabc分别为公共连接点（Point of Common Coupling, PCC）处的电压和电流，经低通滤波器（Low-Pass Filter, LPF）和dq变换后得到对应的dq轴分量udq和idq。
图1 电化学储能电站拓扑结构
Fig.1 Topological structure of electrochemical energy storage power station
在正常工况下，一般采用电网正序电压定向矢量控制技术，即将并网点正序电压矢量定在d轴，正序电压在q轴上投影为0，关系为
（1）
式中，
为并网点正序电压相量幅值；上标“+”表示正序分量。
当电网发生不对称故障时，参考GB/T34120—2023《电化学储能系统储能变流器技术规范》规定[18]，电化学储能系统应具备一定的低电压穿越（Low Voltage Ride Through，LVRT）能力，输出正序动态无功电流以支撑正序电压恢复。因此，储能变流器通常采用正、反转同步旋转坐标系对正、负序电流分别控制，以消除负序电流为LVRT控制目标，并对储能电站输出电流进行限幅，以防出现过电流[19]。此时逆变器控制系统的正、负序电流参考值分别[20]为
（2）
（3）
（4）
式中，
为正常运行时内环有功电流指令值；
为储能变流器允许输出的最大电流；
为额定输出电流值；k为大于1.5的常数，本文取k=1.6；
为并网点正序电压标幺值；上标“-”表示负序分量。
需要注意的是，储能电站在充电工况下的有功电流指令值
与放电工况下相反，并且在满足标准规定的故障穿越条件时，储能电站应尽可能保持原工作状态不变。因此，若规定电流由母线流向线路为正方向，则充电工况下储能电站LVRT电流的d轴分量参考值为
（5）
结合LVRT控制策略的数学模型可知，储能电站输出的故障电流幅值与并网点正序电压跌落深度有关。如式（2）和式（3）所示，故障电流的q轴分量将随着电压跌落幅度的增加而呈分段线性变化，d轴分量则将在保证变流器不过电流的条件下尽可能地维持有功功率平衡，二者合成的储能电站侧电流相量如图2所示。图2中，
和
分别为储能电站的放电电流和充电电流；
和
则分别对应储能电站在放电工况下和充电工况下短路电流滞后并网点正序电压的相位。
图2 储能电站不同工况下输出电流相量
Fig.2 Phasor of output currents in energy storage power station under different operating modes
而角度
的正切为
，联立式（2）、式（3）和式（5）可计算得充、放电两种工况下为
（6）
（7）
式中，
。
由式（6）和式（7）可知，在放电运行工况下，故障电流的方向仍保持由储能电站流向故障点的固有特征，保护装置测量点的电压-电流夹角将随着并网点正序电压的降低，在0°～90°的区间内变化；而在充电运行工况下，受逆变器控制策略的影响，储能电站将逆向吸收有功电流，致使保护安装处的电流相位发生偏转，与并网点正序电压之间的夹角将在90°～180°的区间内变化。
对于电力电子接口的储能电站，故障时的表现则取决于控制目标和调控手段，其输出电流呈现复杂的控制响应特征，进而使其等值阻抗表现出明显的非线性与时变特性。此时，传统基于突变量的阻抗计算方法更多反映的是控制下的暂态输出响应，而不是储能的本质阻抗特性[21]。
然而，由于距离保护元件的测量量即为储能电站出口的电压与电流相量，因此这一暂态输出特性的区别将会给传统距离保护元件的准确动作带来极大的问题。
在PSCAD中建立如图3所示的仿真模型，验证储能电站送出线路的故障特征。各元件参数如下：储能电站额定容量为25 MW，额定电压为0.69 kV，限幅值取1.2倍额定值。储能箱式变压器额定容量为25.2 MV·A，额定电压为35 kV/0.69 kV，DYn接线，短路阻抗为6.5%。主变压器T额定容量为240 MV·A，额定电压为220 kV/35 kV，YNd接线，短路阻抗为12.35%。送出线路额定电压为220 kV，总长为40 km，正、负序阻抗为(0.076+j0.338)Ω/km，零序阻抗为(0.284+j0.824)Ω/km，正序、零序电容分别为0.008 6 μF/km、0.006 1 μF/km，外部系统三序阻抗均为(1+j7.854)Ω。
图3 储能电站送出线路示意图
Fig.3 Schematic diagram of the transmission line for energy storage power station
设置t=1 s时刻在送出线路MN中点k2处发生BC相间短路，并持续1 s，仿真研究储能电站出口线路故障时呈现的故障特性，结果如图4所示。
图4 BC相间短路的仿真结果
Fig.4 Simulation results of phase-to-phase short circuit between phases B and C
由图4a可知，相比系统侧的短路电流而言，储能电站提供的短路电流很小，呈现明显的弱馈特性[22]；由图4b可知，储能电站放电模式下故障电压与电流的相位差在0°～90°的区间内变化，为锐角；充电模式下，由于输出电流有功分量方向的改变，故障电压与电流相位差在90°～180°的区间内变化，为钝角，与1.1节的分析一致；由图4c可知，故障后由于电力电子器件的脆弱性，储能电站输出故障电流幅值受限，其外特性表现出的等值阻抗幅值远大于常规系统阻抗[23]。
由第1节的分析可知，距离保护的动作特性和适应性与保护安装处的背侧电源的输出特性密切相关。如果背侧是同步发电机，其等值阻抗几乎不变，距离保护具有稳定的动作特性；如果背侧是电力电子接口的储能电站，储能电站由于控制策略的影响，无明确的等值阻抗计算方式，其等值阻抗幅值、相位变化对距离保护的影响没法明确表示。为了解决该问题，可引入适用于储能的“视在电源”概念。即对于受电力电子设备调控的新型电源，故障后的电气量受控制策略影响，电源等值内电动势及内阻抗是变化的，无法满足故障分析时戴维南定理内电动势和内阻抗恒定的要求。为此，通过附加合理的假定，得到外特性随时间变化的等值“视在电源”。
以图3所示的储能电站送出系统为例，当送出线路故障后，将并网的储能电站等效为1个视在电源，该视在电源由内电动势及阻抗两个部分构成，如图5所示。此时，通过计算线路保护安装处测量电压和测量电流突变量的比值，即可反映视在电源阻抗及外部系统等值阻抗。
图5 等值视在电源
Fig.5 Equivalent apparent power
基于上述储能电站等值视在电源阻抗的概念，下文将进一步理论分析储能电站出口线路的距离保护适应性。
以图5的线路MN为例，假设送出线路k2处发生BC相间金属性短路故障，待分析距离保护安装在送出线路的储能电站侧和系统侧，即图5中的M侧和N侧。
2.2.1 储能侧（M侧）保护正方向短路
距离保护是高压交流线路重要的后备保护，比相式距离保护在采用记忆极化电压后将不存在出口死区问题，在实际工程中得到了广泛应用，其动作判据[24]为
（8）
式中，
为极化电压，本文选用记忆电压，即可以反映短路前负荷状态下的母线电压；
、
分别为保护安装处的测量电压和测量电流，对于相间距离继电器
，
，
；对于接地距离继电器
，
，
，
，其中
、
分别为零序、正序阻抗；
为线路MN两侧保护的整定阻抗。
k2处发生短路时，短路电流由储能等值视在电源
供给，系统接线如图6所示。
图6 储能侧保护正方向短路时的系统接线
Fig.6 System wiring diagram for short-circuit in the forward-direction of energy storage side protection
继电器的测量阻抗包括短路阻抗
和过渡电阻
，测量阻抗
=+
，则有
（9）
式中，
为视在电源阻抗。
将式（9）代入式（8）中，并假定短路前为空载，即=
，可以得到短路后t=0 s时刻的继电器动作条件为
（10）
此时，继电器的动作特性为以向量、
末端的连线为直径所作的圆，圆内为动作区，其大小由整定阻抗和视在电源阻抗共同决定，因此，比相式距离保护动作性能将受到的影响。
故障后，一方面由于电化学储能电站经电力电子接口并网，受限流控制和负序电流抑制控制的影响，视在电源阻抗幅值会远大于常规系统和线路的阻抗；另一方面，常被忽略的则是储能充、放电不同工况下输出电流与电压的相位差也将显著影响的相位大小。此时，通过计算测量电压与测量电流突变量比值的传统方法，在一定程度上可以反映出视在电源阻抗幅值与相位的大小。
基于储能电站负序电流抑制策略和不接地短路故障的特性，保护装置所测量到的电压、电流主要表现出的就是正序电压和电流的特性。因此结合1.1节故障后储能电站不同工况下暂态输出电压电流相位关系的分析可知，视在电源阻抗的相位在放电工况下应当为锐角，充电工况下则为钝角。特别是在储能电站充电工况下，不仅具有较大幅值，且位于第二象限的阻抗特性与传统电源存在本质上的差异，可能导致储能侧距离保护的保护范围严重缩小甚至完全丢失，造成区内近端故障时保护的拒动，也就是说即使采用了记忆电压，保护仍存在出口死区的问题。在阻抗平面内，以向量、末端的连线为直径，可以得到正方向故障下储能侧比相式距离保护的阻抗圆特性，如图7所示。
图7 正向短路下储能侧比相式距离保护的阻抗圆特性
Fig.7 The impedance circle characteristic of the phase-comparison distance protection on the energy storage side under forward-direction short circuit condition
图7a和图7b表明：放电工况下，向量位于第三象限，储能侧比相式距离保护的测量阻抗处于阻抗圆内，阻抗圆位于第一象限的大小稳定且始终覆盖的末端，因此保护动作性能基本不受影响；而充电工况下，向量位于第四象限，测量阻抗的末端落在阻抗圆之外，特别是在保护出口再次出现了死区问题，保护范围和抗过渡电阻能力均有所下降。
2.2.2 系统侧（N侧）保护正方向短路
k2处发生短路时，短路电流由系统电源
供给，系统接线如图8所示。
图8 系统侧保护正方向短路时的系统接线
Fig.8 System wiring diagram for short-circuit in the forward-direction of system side protection
仿照2.2.1节的分析，同样可以得到短路后t=0s时刻的继电器动作条件为
（11）
此时继电器的动作特性为以向量
、
末端的连线为直径所作的圆，圆内为动作区，其大小由整定阻抗和系统等值阻抗
共同决定，而不受储能电站的影响。因此，正向故障时，系统侧传统距离保护仍然适用。
分别以图5所示的储能保护背侧k1和系统保护背侧k3处发生BC相间金属性短路故障为例，分析距离保护的适应性。
2.3.1 储能侧（M侧）保护反方向短路
k1处发生短路时，短路电流由系统电源提供，可由图9分析保护反方向短路时的动作情况。
图9 储能侧保护反方向短路时的系统接线
Fig.9 System wiring diagram for short-circuit in the reverse-direction of energy storage side protection
同样地，测量阻抗=+，且电流的正方向为从母线流向被保护线路，则
（12）
将式（12）代入式（8），则继电器在t=0 s时的动作条件为
（13）
此时，继电器的动作特性为以向量
为直径所做的圆，圆内为动作区。该情况下，传统距离保护不受储能电站的影响，在反方向短路时的动态过程中，继电器有明确的方向性，这里不再赘述。
2.3.2 系统侧（N侧）保护反方向短路
k3处发生短路时，短路电流由储能等值视在电源提供，可由图10分析保护反方向短路时的动作情况。
图10 系统侧保护反方向短路时的系统接线
Fig.10 System wiring diagram for short-circuit in the reverse-direction of system side protection
同样仿照2.3.1节的分析，可以得到短路后t=0 s时刻的继电器动作条件为
（14）
由式（14）可知，发生反方向短路时，系统侧距离保护的动作条件受储能侧阻抗
的影响，而由线路阻抗和视在电源阻抗构成。由于电力电子器件的脆弱性，其输出故障电流幅值受限，阻抗幅值远大于线路阻抗值，故
。在充电工况下，由于视在电源阻抗位于第二象限，可能导致系统侧距离保护在反方向短路时误动，致使保护失去选择性。在阻抗平面内，以向量
为直径，可以得到反向故障下系统侧距离保护的阻抗圆特性，如图11所示。
图11表明：在放电工况下，等值阻抗位于第一象限，当反方向短路时，必须出现一个位于第一象限的短路阻抗才可能引起继电器动作，但实际上继电器测量到的是
位于第三象限，且随着幅值由
增大至
，阻抗圆会向R轴正方向偏移，因此系统侧距离保护基本不受影响；而在充电工况下，视在电源阻抗位于第二象限，这将导致动作特性阻抗圆被“拉”至第二、三象限，随着阻抗幅值的增大，保护的阻抗圆还会不断地向R轴反方向移动，导致位于第三象限的短路阻抗也被包含在阻抗圆内，造成系统侧保护在反方向故障时误动，失去了选择性。
图11 反向短路下系统侧比相式距离保护的阻抗圆特性
Fig.11 The impedance circle characteristic of the phase-comparison distance protection on the system side under reverse-direction short circuit condition
综上所述，受储能等值视在电源阻抗的影响，在充电工况下，比相式距离保护判据在储能侧正方向短路和系统侧反方向短路时都可能误动作，导致距离保护元件错误判断区内和区外故障。
储能电站送出线路两侧的距离保护元件受储能等值视在电源阻抗的影响，存在不正确动作的风险。尤其在充电工况下，视在电源阻抗不仅幅值较大，且其阻抗角为钝角，与传统电源阻抗特性差异很大，致使比相式距离保护判据将无法有效地区分区内、区外故障。而在放电工况下，的相位与传统电源相近，对送出线两侧距离保护影响甚微。为此，本文通过比较储能电站保护安装处测量电压和测量电流的相位关系，基于相位修正原理，提出一种适用于储能电站送出线路的距离保护改进方案。
基于式（10）和式（14）的理论分析可知，在充电工况下，储能侧保护正方向短路拒动与系统侧保护反方向短路误动的根本原因均在于储能等值视在电源阻抗处于第二象限。而由于比相式距离保护的阻抗圆是以测量阻抗和末端连线为直径所构建的圆，该圆会被“拉”到导致拒动或误动的区域。因此，解决该问题的关键在于将充电工况下保护动作判据中的阻抗角修正至第一象限的正常范围内。考虑到视在电源阻抗位于动作判据的分子，若需将充电工况下第二象限中的修正至放电工况下的第一象限（即顺时针旋转一定角度），则将原保护判据中的同样位于分子的极化电压作相同角度的修正即可。具体的保护判据修正流程如图12所示。
图12 保护判据修正流程
Fig.12 Flow chart of protection criterion correction
首先，通过储能电站侧保护装置实时获取测量电压
和测量电流
，并在线计算储能等值视在电源阻抗
的阻抗角q；其次，进行判断，若
，则判断储能电站处于放电工况，若
，则判断储能电站处于充电工况；最后，基于判断结果选择保持或修正比相式距离保护判据。当判定储能电站处于充电工况时，保护判据的分子需点乘相量
，这一处理使得原充电工况下的沿顺时针方向旋转q角度至实轴，从而有效地解决储能侧保护正方向短路出口死区问题，以及系统侧保护反方向短路误动的问题。
基于图3所示的模型进行比相式距离保护仿真，在1.2节参数的基础上，距离保护的整定阻抗依据送出线路的85%来设定，即保护范围为34 km。为了更好地对比传统距离保护判据与距离保护修正判据，正方向故障k2分别设置在距保护安装处0、10、30及40 km处，反方向故障k1、k3则分别设置在储能侧与系统侧保护装置背侧5 km处。
4.1.1 储能侧（M侧）保护正方向短路
当送出线路MN上k2处于t=1 s时刻发生BC两相金属性短路时，在储能电站充、放电两种不同工况下，BC相间继电器极化电压与补偿电压比值的角度如图13和图14所示，其中，比相角在90°～180°之间，保护处于动作状态；反之，保护不动作。
图13 充电工况下BC相间继电器的动作情况
Fig.13 Operation of inter-phase relay for phase B and C under charging condition
由图13和图14可以看出：
1）充电工况下，当正方向短路故障位于保护安装处出口或距其10 km时，经故障初始的1个周期后，比相结果落在动作区外，之后一直偏离动作区间，导致距离保护拒动；而当故障位置距保护装置30 km或40 km时，比相结果虽能判断出故障是否在保护范围内，但受暂态过程影响，表现得不稳定。
图14 放电工况下BC相间继电器的动作情况
Fig.14 Operation of inter-phase relay for phase B and C under discharging condition
2）放电工况下，当送出线路各位置发生短路故障时，比相结果始终保持准确，保护装置不会拒动或误动。
综上所述，在放电工况下，储能出口距离保护仍然适用；但在充电工况下，受储能输出电流与电压夹角q变化的影响，其出口距离保护在区内近端故障时易发生拒动，即便采用记忆电压极化的距离保护，也仍存在严重的出口死区的问题。
4.1.2 储能侧（M侧）保护反方向短路
当储能侧保护装置背侧k1处于t=1 s时刻发生BC两相金属性短路时，充、放电两种不同工况下BC相间继电器的动作情况如图15所示。
图15 k1处BC两相短路时储能侧继电器的动作情况
Fig.15 Operation of relay on the energy storage side during BC two-phase short circuit at k1
该情况下，流过储能侧保护的短路电流由系统电源提供，不受储能电站充/放电工况的影响。经过反方向短路的暂态过程后，比相结果始终落在动作区外，继电器具有明确的方向性，并不会误动。同样地，当系统侧发生正方向短路时，由于短路电流来自传统电源系统，传统距离保护仍然适用，因此不再赘述。
4.1.3 系统侧（N侧）保护反方向短路
当系统侧保护装置背侧k3处于t=1 s时刻发生BC两相短路时，BC相间继电器的动作情况则如图16所示。
图16 k3处BC两相短路时系统侧继电器的动作情况
Fig.16 Operation of relay on the system side during BC two-phase short circuit at k3
此时，流过系统侧保护的短路电流由储能电站提供，距离保护会受其充/放电工况的影响。放电工况下，储能侧等值阻抗位于第一象限，而继电器测量阻抗位于第三象限，比相结果大于270°，距离保护基本不受影响；而在充电工况下，动作特性阻抗圆被“拉”至第二、三象限，包含第三象限的短路阻抗，导致比相结果位于动作区内，继电器在反方向故障时误动，失去了选择性。
4.2.1 正方向短路出口死区的修正
针对充电工况下，在储能侧保护发生正方向短路后所出现的出口死区问题，结合图12所示的修正方案可知：首先，需通过测量电压和测量电流的突变量，在线计算视在电源阻抗的阻抗角q；其次，由于q是钝角，因此将被判断为充电工况；最后，对保护判据分子点乘相量，即可完成修正。
在t=1 s时刻，设置送出线路MN上k2处发生BC两相金属性短路故障，修正判据的比相结果如图17所示。
图17 k2点短路时判据修正后储能侧继电器的动作情况
Fig.17 Operation of relay on the energy storage side after criterion correction at k2
对比图13a、图13b与图17a、图17b可知，充电工况下，经过判据修正后，储能侧距离保护由原先近端短路故障后的拒动状态转变为动作状态，保护判据被准确修正至动作区中，即本文所提的距离保护改进方案很好地解决了充电工况下储能侧保护的出口死区问题。同时，图17c、图17d也表明，修正判据将不会对原保护判据能正确判别的故障情况造成影响。
4.2.2 反方向短路区外误动的修正
而针对充电工况下，系统侧反方向短路时可能出现的误动问题，同样可按照图12所示的方案进行修正。
设置t=1 s时刻，系统侧保护装置背侧k3处发生BC两相金属性短路故障，修正判据的比相结果如图18所示。
图18 k3点短路时判据修正后系统侧继电器的动作情况
Fig.18 Operation of relay on the system side after criterion correction at k3
显然，对比图16和图18中储能放电工况下的比相结果易知：原系统侧距离保护在反方向故障时误动，而在采用修正判据后，比相结果准确落在动作区外，距离保护装置将不会误动，所提距离保护改进方案保证了保护的选择性。
4.2.3 修正判据的抗过渡电阻能力
为测试判据修正后保护的抗过渡电阻能力，于t=1 s时刻，在储能侧保护出口、系统侧保护背侧设置BC相间短路故障，过渡电阻分别为5、10、 20 Ω，储能电站处于充电工况，采用修正判据前后的继电器动作情况见表1。
在储能侧保护出口发生过渡电阻分别为5、10、20 Ω的故障时，传统距离保护元件均无法动作，而修正后的距离保护则完全可以准确识别故障且可靠动作；在系统侧保护背侧，当过渡电阻为5 Ω时，传统保护可能误动作，而修正后的距离保护可靠不动作。显然，本文提出的距离保护判据修正策略还具备良好的抗过渡电阻能力。
表1 不同过渡电阻下比相式距离保护的动作情况
Tab.1 Operation of phase-comparison distance protection under different transition resistances
故障位置动作判据过渡电阻/Ω比相结果/(°)是否动作 储能侧保护出口传统判据542.74否 1023.28否 2010.62否 修正判据5259.28是 10240.51是 20225.61是 系统侧保护背侧传统判据596.88是 1083.62否 2066.42否 修正判据5343.62否 10324.93否 20295.39否
本文详细研究了储能电站在充、放电不同工况下，储能电站送出线短路时的故障特性，提出了基于在线测量储能等值视在电源阻抗的修正判据的距离保护方法，主要结论如下：
1）电化学储能电站在充、放电两种不同工况下，呈现显著不同的故障特性，具体表现为输出电流相位存在明显偏移，而这将直接导致储能等值视在电源阻抗的阻抗角也随运行工况的变化而发生改变。
2）在储能电站充电工况下，受等值视在电源阻抗角偏移的影响，传统比相式距离保护元件在储能侧保护正方向发生短路时可能拒动，系统侧保护反方向发生短路时可能误动。
3）本文提出的基于在线测量储能等值视在电源阻抗角的相位修正距离保护方案，可主动判别充、放电工况，并将充电工况下的阻抗修正至实轴方向，有效地解决了储能侧保护正方向出口短路死区和系统侧保护反方向短路误动的问题，同时还具备一定的抗过渡电阻能力。
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Abstract In recent years, the application of electrochemical energy storage power stations in power systems has been increasing rapidly. However, their unique fault characteristics during charging and discharging have posed new challenges to relay protection, especially to distance protection. The adaptability of phase-comparison distance protection with memory voltage to the transmission lines of energy storage power stations is studied in detail and a distance protection scheme based on phase correction of the pre-fault current direction is proposed in the paper.
An in-depth analysis of the distinct fault characteristics of energy storage power stations during charging and discharging is studied in detail. It is revealed that the output current phase angle varies significantly between these two working conditions, leading to changes in the impedance angle of the equivalent “apparent power source” of the energy storage system. Subsequently, the impact mechanism of these characteristics on the operating performance of impedance relays is theoretically explained.
Traditional distance protection scheme, which utilize memory voltage for polarization, is widely used in practical engineering. However, when applied to energy storage power stations, this scheme may encounter issues such as exit dead zones and incorrect operations in reverse direction. To address these challenges, the concept of an equivalent “apparent power source” impedance angle for energy storage systems is introduced in the paper. An improved distance protection method is proposed, which involves phase correction of the action criteria based on the equivalent impedance angle of the energy storage power station.
The proposed method enables the online measurement of the equivalent “apparent power source” impedance angle of the energy storage system. By comparing the phase relationship between the measured voltage and current at the protection installation point of the energy storage power station, the phase correction principle is employed to enhance the distance protection scheme.
The effectiveness of the proposed scheme is verified through simulations conducted on the PSCAD/EMTDC platform. The simulation results demonstrate that under charging conditions, the phase difference between the short-circuit current and voltage can lead to incorrect operations of distance protection. Specifically, the protection on the energy storage side may fail to operate during a positive direction fault near the installation site for protection, and the protection on the system side may maloperate during a reverse direction fault. However, the proposed correction criterion can eliminate the influence of charging conditions. It can accurately identify the fault location, ensuring reliable operation of distance protection and exhibiting strong resistance to transition resistance.
The key conclusions of the research in this paper are as follows: (1) The fault characteristics of electrochemical energy storage power stations vary significantly between charging and discharging conditions. These variations are reflected in the phase angle of the output current, which in turn affects the impedance angle of the equivalent “apparent power source” of the energy storage system. (2) Under charging conditions, the impedance angle of the equivalent “apparent power source” changes into obtuse angle, which can lead to incorrect operation of traditional phase-comparison distance protection. Specifically, distance protection on the energy storage side may fail to operate during a positive direction fault near the installation site for protection, and distance protection on the system side may maloperate during a reverse direction fault. (3) The proposed distance protection scheme, based on online measurement of the equivalent “apparent power source” impedance angle of the energy storage system, can effectively distinguish between internal and external faults. By correcting the phase angle of the impedance angle during charging conditions in action equation of impedance relay, the scheme improves the sensitivity and selectivity of protection, thereby enhancing the reliability of distance protection.
keywords：Energy storage power station, fault characteristics, relay protection, distance protection, phase correction
DOI: 10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.250885
中图分类号：TM77
国家自然科学基金项目（52337006, U2243243）和国家电网有限公司华东分部科技项目（520800230002）资助。
收稿日期 2025-05-26
改稿日期 2025-07-07
王笑然 男，2000年生，硕士研究生，研究方向为新能源接入线路继电保护。E-mail：wxrwljj0301@sjtu.edu.cn
范春菊 女，1967年生，副教授，硕士生导师，研究方向为电力系统继电保护及其综合自动化。E-mail：fanchunju@sjtu.edu.cn（通信作者）
（编辑 赫 蕾）