光伏電站集電線路單相接地故障相電流特性分析

王紫薇，王 晶，肖 繁

(1.三峽大學,湖北 宜昌 443002;2.國網湖北省電力公司,湖北 武漢 430077)

0 前言

光伏作為可再生能源在電力系統應用廣泛，逐步從小容量、分布式、低電壓向大容量、集中式、高電壓快速發(fā)展。大容量集中式光伏電站典型接線是光伏發(fā)電單元連接逆變器，一般兩組逆變器公用一臺箱變升壓至35 kV，多臺箱變在高壓側并聯為1個聯合單元，匯流成1回35 kV集電線路，多條集電線路匯集經升壓變接入系統。光伏電站集電線路一般均為電纜線路，大量電纜線路致使發(fā)生單相接地故障時對地電容電流大幅增加[1]，當短路電路達到一定數值（大于30 A）時，接地電流所產生的電弧不能自行熄滅，勢必發(fā)展成為相間故障，并且因為斷續(xù)性弧光接地，引起較高的弧光過電壓，會波及整個集電線系統，使絕緣薄弱的地方擊穿，引發(fā)大事故，危急設備和人身安全，故而規(guī)程要求集電線單相接地故障應快速切除[2]。光伏電站采取的措施是在集電線母線加裝接地變壓器，利用單線接地故障零序電流切除故障，同時為限制過大的零序電流，接地變壓器經由一小電阻接地，接地變加小電阻以及光伏發(fā)電單元自身特性，使得光伏電站集電線路發(fā)生單相接地故障時，故障相電流呈現與常規(guī)系統迥異的特征[3]，故障相電流不是增大反而減小，極端情況接近于0。本文詳細分析此現象產生的原因及其運行中應對措施。

1 特性分析

1.1 理論分析

大量研究表明，系統發(fā)生故障時，光伏發(fā)電單元提供的電流只含正序分量，不含負序和零序分量[4]。光伏太陽能電池組經逆變器接入電網，逆變器等電力電子元件過載能力低，為保護逆變器，裝有限流環(huán)節(jié)，系統故障時其提供的正序電流不大，一般不超過1.2倍額定電流，通常將其等值為受控恒流源。光伏電站運行功率因數很高，一般在0.95以上，即電流與電壓相位差很小，功率因數為1時，電流電壓同相位[5]。

光伏電站集電線母線接有接地變壓器，接地變壓器的一次側每相線圈分成數量相等的兩部分，一相上半部分的非極性端分別與相鄰相的另一半極性端相連（A相上半部分反極性連B相下半部分、B相上半部分反極性連C相下半部分、C相上半部分反極性連A相下半部分），構成曲折接線，三相下半的非極性端直接相連引出中性線。接地變壓器可以不帶二次繞組，即專用接地變，也可帶二次繞組，二次側可以帶變電站三相四線制負荷。一次繞組上下兩部分為相鄰兩相反極性連接，施加正、負序分量時，合成矢量為相差1200的兩矢量相加，三相對稱，可以帶負荷運行[6]；但施加零序時，上下繞組電流大小相等、方向相反，零序磁勢相互抵消，理論零序阻抗為0，實際接地變壓器零序阻抗很小，實測約為6-10 Ω，集電線母線接入接地變壓器后，因接地變零序阻抗很小，集電線路發(fā)生單相接地故障時，零序電流很大，為限制零序電流，通常接地變中性線經60-100 Ω電阻接地[7]。經電阻接地后，限制了零序電流，同時也使得故障點綜合阻抗中電阻分量遠大于電抗分量。

圖1 集電線路故障原理圖Fig.1 Fault schematic diagram of gather electricity line

如圖1為光伏電站接入系統示意圖，T1為集電線母線加裝接地變壓器。集電線路發(fā)生故障時，光伏發(fā)電單元并不能保持機端電壓恒定，而是隨系統電壓變化，不能提供有效的電壓支撐，在此理論推導中，可暫時忽略光伏單元對故障電壓影響，即沿用序分量法分析故障電壓特征。集電線路單相接地時：

故障點正序電壓：

其中UD0為故障前電壓，Z1，Z2，Z0分別為故障點的正序、負序、零序綜合阻抗，ΔZ=Z2+Z0。單相接地時，故障點正序電壓與零序阻抗大小相關，隨零序阻抗增大而增大，其值介于間，在光伏集電線路發(fā)生單相接地故障時，因接地電阻所占分量很大，故障點正序電壓接近1。大量研究表明，光伏發(fā)電單元沒有負序和零序阻抗，即機端電壓為故障點正序電壓與機端至故障點光伏正序電流的產生的壓降，故障時機端三相電壓對稱，基本不變，根據逆變器雙環(huán)控制理論，其輸出電流亦三相對稱，基本為故障前三相電流[8]。發(fā)電單元運行功率因數在0.95時，電流滯后電壓180，以故障點正序電壓為基準，光伏單元額定條件下，由10臺1 000 kVA箱變匯集的集電線路電流為0.1標幺值（10臺箱變匯集一條集電線路為并網光伏典型設計），三相電流對稱，即：光電單元A相電流Igfa*=0.1∠180。

假定接地變壓器零序阻抗為10 Ω，接地電阻為100 Ω，接入系統無窮大，則故障點綜合阻抗為：Z=300+j10=300.16∠880,Z*=24.5∠880,ID1*==0.04∠20。

故障點故障相（A相）電流：Iga*=3ID1*=0.12∠20。故障點電流大小與發(fā)電單元額定出力電流大小相近，根據疊加原理，集電線路故障相A相電流為 Ia*=Iga*-Igfa*。

集電線路故障相電流矢量圖如圖2。

圖2 集電線路故障相電流矢量圖Fig.2 Fault phase current of gather electricity line

由圖2可見，光伏發(fā)電單元額定功率下，故障前集電線路電流為Igfa*，故障后故障相故障電流為Ia*，集電線路發(fā)生單相接地故障時故障相電流不是增大，而是大幅減小。

綜上分析，光伏電站集電線路發(fā)生單相接地故障時，故障點電流大小基本由接地變中性點接地電阻大小決定，由圖2可見，故障相電流大小與光伏單元出力密切相關，光伏出力越大，故障相電流越小，光伏單元功率因數越高，故障相電流越小。極端情況下故障相電流可能為0。

1.2 實例計算

系統中一光伏電站容量100 MWp,單個逆變器容量500 kW，逆變器輸出電壓315 V，兩個逆變回路共一臺箱變，箱變容量1 000 kVA（U%=6%，35kV/315V，Δ/Yn），箱變升壓至35 kV；10臺箱變在高壓側并聯為1個聯合單元，匯流成1回35 kV集電線路（電纜ZR-YJLV22-26/35-3*120，長度1 km），集電線共 10條；集電線匯接一臺升壓變接入系統，升壓主變容量 100 MVA(220 kV/35 kV，Yn/Δ，U%=10.5%)。接地變Z型接線，零序阻抗6 Ω，中性點經100 Ω電阻接地，接入系統點的系統等值阻抗標幺值為正序0.025，零序0.057，如圖3。

圖3 光伏電站系統接線示意圖Fig.3 Wiring diagram of photovoltaic power station

光伏電站集電線路1末端K1處A相單相接地時，忽略不計光伏發(fā)電單元時故障點綜合阻抗標幺值（系統容量100 MVA）為：

計算得到：

光伏發(fā)電單元功率因數0.98時，Igfa*=0.1∠11.470。

集電線路1故障相A相電流Ia*=Iga*-Igfa*=0.1224∠1.790-0.1∠11.470=0.029∠-34.90。

故障前，集電線路1的A相電流標幺值為0.1，故障后，故障相電流約為故障前1/4，故障相電流大幅減小。

1.3 仿真驗證

實例計算中，對光伏單元故障量作了簡化處理，為驗證理論及實例計算的有效性，建立上述實例光伏電站的仿真系統，其中，箱變1為上述實例計算中的單個箱變，容量1 000 kVA，DG1/DG2為單個光伏單元；箱變2為9臺箱變并聯等值，容量9 000 kVA；集電線路1為上述實例計算中單條集電線路，長度1 km；集電線路2為9條集電線路并聯等值，箱變3為90臺箱變并聯等值，容量90 000 kVA；升壓變、接地變、接地電阻、系統等值阻抗均為實例計算值。

K1點故障時，光伏發(fā)電單元出力和集電線路電流電壓如圖4、圖5。

圖4 光伏發(fā)電單元電流電壓Fig.4 Current and voltage of photovoltaic power unit

圖5 集電線路1電流電壓Fig.5 Current and voltage of gather electricity line

集電線路故障相A相電流降幅明顯，仿真結果證明了理論分析及實例計算的正確性。

2 特性影響及應對措施

光伏電站集電線路單線接地故障相電流減小的特性，給光伏電站的運行和控制帶來許多不利影響。光伏電站實際運行中，很多因對其特性不了解，通常用純負荷的配電網絡來分析集電線路故障，往往造成保護的拒動和誤動，事故擴大，威脅人身、設備、電網安全[7]。綜上分析，集電線路所配置的相過流保護裝置不能切除單相接地故障；零序電流基本在接地變壓器與故障集電線路之間流通，升壓變的低壓側保護不能作為集電線路單相接地故障的遠后備。故在運行中，集電線路的零序保護應作為單相接地故障的主保護，相過流保護作為相間和三相故障的主保護[9]；升壓變壓器的低壓過流保護作為集電線路相間和三相故障的遠后備，接地變壓器的零序保護作為集電線路單相接地故障的遠后備，故障集電線路的保護或開關拒動時，接地變壓器的零序保護動作跳分段后，若故障沒有消除應去跳升壓變，并不是跳接地變自身，這點在運行中需特別注意，如果跳開接地變，系統將變成不接地系統，此時單相接地故障存在，將產生很大的電容電流，弧光過電壓會危及整個光伏電站安全[10]。

3 結語

集中并網的光伏電站因其自身特性，集電線路發(fā)生單相接地故障時，故障相電流將大幅減小，需要在運行中引起足夠重視，正確分析、定位集電線路、接地變以及升壓變的相過流、零序電流保護的作用，通過完善的配置和整定保證光伏電站的可靠運行。

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