王紫薇，王 晶，肖 繁

(1.三峡大学,湖北 宜昌 443002;2.国网湖北省电力公司,湖北 武汉 430077)

0 前言

光伏作为可再生能源在电力系统应用广泛，逐步从小容量、分布式、低电压向大容量、集中式、高电压快速发展。大容量集中式光伏电站典型接线是光伏发电单元连接逆变器，一般两组逆变器公用一台箱变升压至35 kV，多台箱变在高压侧并联为1个联合单元，汇流成1回35 kV集电线路，多条集电线路汇集经升压变接入系统。光伏电站集电线路一般均为电缆线路，大量电缆线路致使发生单相接地故障时对地电容电流大幅增加[1]，当短路电路达到一定数值（大于30 A）时，接地电流所产生的电弧不能自行熄灭，势必发展成为相间故障，并且因为断续性弧光接地，引起较高的弧光过电压，会波及整个集电线系统，使绝缘薄弱的地方击穿，引发大事故，危急设备和人身安全，故而规程要求集电线单相接地故障应快速切除[2]。光伏电站采取的措施是在集电线母线加装接地变压器，利用单线接地故障零序电流切除故障，同时为限制过大的零序电流，接地变压器经由一小电阻接地，接地变加小电阻以及光伏发电单元自身特性，使得光伏电站集电线路发生单相接地故障时，故障相电流呈现与常规系统迥异的特征[3]，故障相电流不是增大反而减小，极端情况接近于0。本文详细分析此现象产生的原因及其运行中应对措施。

1 特性分析

1.1 理论分析

大量研究表明，系统发生故障时，光伏发电单元提供的电流只含正序分量，不含负序和零序分量[4]。光伏太阳能电池组经逆变器接入电网，逆变器等电力电子元件过载能力低，为保护逆变器，装有限流环节，系统故障时其提供的正序电流不大，一般不超过1.2倍额定电流，通常将其等值为受控恒流源。光伏电站运行功率因数很高，一般在0.95以上，即电流与电压相位差很小，功率因数为1时，电流电压同相位[5]。

光伏电站集电线母线接有接地变压器，接地变压器的一次侧每相线圈分成数量相等的两部分，一相上半部分的非极性端分别与相邻相的另一半极性端相连（A相上半部分反极性连B相下半部分、B相上半部分反极性连C相下半部分、C相上半部分反极性连A相下半部分），构成曲折接线，三相下半的非极性端直接相连引出中性线。接地变压器可以不带二次绕组，即专用接地变，也可带二次绕组，二次侧可以带变电站三相四线制负荷。一次绕组上下两部分为相邻两相反极性连接，施加正、负序分量时，合成矢量为相差1200的两矢量相加，三相对称，可以带负荷运行[6]；但施加零序时，上下绕组电流大小相等、方向相反，零序磁势相互抵消，理论零序阻抗为0，实际接地变压器零序阻抗很小，实测约为6-10 Ω，集电线母线接入接地变压器后，因接地变零序阻抗很小，集电线路发生单相接地故障时，零序电流很大，为限制零序电流，通常接地变中性线经60-100 Ω电阻接地[7]。经电阻接地后，限制了零序电流，同时也使得故障点综合阻抗中电阻分量远大于电抗分量。

图1 集电线路故障原理图Fig.1 Fault schematic diagram of gather electricity line

如图1为光伏电站接入系统示意图，T1为集电线母线加装接地变压器。集电线路发生故障时，光伏发电单元并不能保持机端电压恒定，而是随系统电压变化，不能提供有效的电压支撑，在此理论推导中，可暂时忽略光伏单元对故障电压影响，即沿用序分量法分析故障电压特征。集电线路单相接地时：

故障点正序电压：

其中UD0为故障前电压，Z1，Z2，Z0分别为故障点的正序、负序、零序综合阻抗，ΔZ=Z2+Z0。单相接地时，故障点正序电压与零序阻抗大小相关，随零序阻抗增大而增大，其值介于间，在光伏集电线路发生单相接地故障时，因接地电阻所占分量很大，故障点正序电压接近1。大量研究表明，光伏发电单元没有负序和零序阻抗，即机端电压为故障点正序电压与机端至故障点光伏正序电流的产生的压降，故障时机端三相电压对称，基本不变，根据逆变器双环控制理论，其输出电流亦三相对称，基本为故障前三相电流[8]。发电单元运行功率因数在0.95时，电流滞后电压180，以故障点正序电压为基准，光伏单元额定条件下，由10台1 000 kVA箱变汇集的集电线路电流为0.1标幺值（10台箱变汇集一条集电线路为并网光伏典型设计），三相电流对称，即：光电单元A相电流Igfa*=0.1∠180。

假定接地变压器零序阻抗为10 Ω，接地电阻为100 Ω，接入系统无穷大，则故障点综合阻抗为：Z=300+j10=300.16∠880,Z*=24.5∠880,ID1*==0.04∠20。

故障点故障相（A相）电流：Iga*=3ID1*=0.12∠20。故障点电流大小与发电单元额定出力电流大小相近，根据叠加原理，集电线路故障相A相电流为 Ia*=Iga*-Igfa*。

集电线路故障相电流矢量图如图2。

图2 集电线路故障相电流矢量图Fig.2 Fault phase current of gather electricity line

由图2可见，光伏发电单元额定功率下，故障前集电线路电流为Igfa*，故障后故障相故障电流为Ia*，集电线路发生单相接地故障时故障相电流不是增大，而是大幅减小。

综上分析，光伏电站集电线路发生单相接地故障时，故障点电流大小基本由接地变中性点接地电阻大小决定，由图2可见，故障相电流大小与光伏单元出力密切相关，光伏出力越大，故障相电流越小，光伏单元功率因数越高，故障相电流越小。极端情况下故障相电流可能为0。

1.2 实例计算

系统中一光伏电站容量100 MWp,单个逆变器容量500 kW，逆变器输出电压315 V，两个逆变回路共一台箱变，箱变容量1 000 kVA（U%=6%，35kV/315V，Δ/Yn），箱变升压至35 kV；10台箱变在高压侧并联为1个联合单元，汇流成1回35 kV集电线路（电缆ZR-YJLV22-26/35-3*120，长度1 km），集电线共 10条；集电线汇接一台升压变接入系统，升压主变容量 100 MVA(220 kV/35 kV，Yn/Δ，U%=10.5%)。接地变Z型接线，零序阻抗6 Ω，中性点经100 Ω电阻接地，接入系统点的系统等值阻抗标幺值为正序0.025，零序0.057，如图3。

图3 光伏电站系统接线示意图Fig.3 Wiring diagram of photovoltaic power station

光伏电站集电线路1末端K1处A相单相接地时，忽略不计光伏发电单元时故障点综合阻抗标幺值（系统容量100 MVA）为：

计算得到：

光伏发电单元功率因数0.98时，Igfa*=0.1∠11.470。

集电线路1故障相A相电流Ia*=Iga*-Igfa*=0.1224∠1.790-0.1∠11.470=0.029∠-34.90。

故障前，集电线路1的A相电流标幺值为0.1，故障后，故障相电流约为故障前1/4，故障相电流大幅减小。

1.3 仿真验证

实例计算中，对光伏单元故障量作了简化处理，为验证理论及实例计算的有效性，建立上述实例光伏电站的仿真系统，其中，箱变1为上述实例计算中的单个箱变，容量1 000 kVA，DG1/DG2为单个光伏单元；箱变2为9台箱变并联等值，容量9 000 kVA；集电线路1为上述实例计算中单条集电线路，长度1 km；集电线路2为9条集电线路并联等值，箱变3为90台箱变并联等值，容量90 000 kVA；升压变、接地变、接地电阻、系统等值阻抗均为实例计算值。

K1点故障时，光伏发电单元出力和集电线路电流电压如图4、图5。

图4 光伏发电单元电流电压Fig.4 Current and voltage of photovoltaic power unit

图5 集电线路1电流电压Fig.5 Current and voltage of gather electricity line

集电线路故障相A相电流降幅明显，仿真结果证明了理论分析及实例计算的正确性。

2 特性影响及应对措施

光伏电站集电线路单线接地故障相电流减小的特性，给光伏电站的运行和控制带来许多不利影响。光伏电站实际运行中，很多因对其特性不了解，通常用纯负荷的配电网络来分析集电线路故障，往往造成保护的拒动和误动，事故扩大，威胁人身、设备、电网安全[7]。综上分析，集电线路所配置的相过流保护装置不能切除单相接地故障；零序电流基本在接地变压器与故障集电线路之间流通，升压变的低压侧保护不能作为集电线路单相接地故障的远后备。故在运行中，集电线路的零序保护应作为单相接地故障的主保护，相过流保护作为相间和三相故障的主保护[9]；升压变压器的低压过流保护作为集电线路相间和三相故障的远后备，接地变压器的零序保护作为集电线路单相接地故障的远后备，故障集电线路的保护或开关拒动时，接地变压器的零序保护动作跳分段后，若故障没有消除应去跳升压变，并不是跳接地变自身，这点在运行中需特别注意，如果跳开接地变，系统将变成不接地系统，此时单相接地故障存在，将产生很大的电容电流，弧光过电压会危及整个光伏电站安全[10]。

3 结语

集中并网的光伏电站因其自身特性，集电线路发生单相接地故障时，故障相电流将大幅减小，需要在运行中引起足够重视，正确分析、定位集电线路、接地变以及升压变的相过流、零序电流保护的作用，通过完善的配置和整定保证光伏电站的可靠运行。

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