光伏直流系统用故障电弧检测装置技术研究

上海电器设备检测所 ■ 郭鑫鑫

0 引言

光伏发电系统被认为是安全且对环境无影响的绿色能源发电系统[1]。近年来，随着光伏产业的持续发展，光伏系统电气故障引起的火灾问题日益突出，比如，某公司由于焊接问题导致接线盒产生拉弧烧毁，不得不对产品进行召回，从而造成巨大的经济损失。光伏系统故障电弧会导致住宅建筑、商业设施和公共设施等发生火灾[2]。由于直流故障电弧无电流过零点[3]，在光伏系统中，直流端输出电压随着光伏阵列的增加而增大，可从几十伏到几百伏甚至上千伏，若产生拉弧，高电压的直流故障电弧比交流故障电弧更危险。直流故障电弧的能量大，对回路及设备的危害极大。在实际的光伏直流系统中，现有的保护设备如熔断器、断路器等，只能对系统中可能出现的过流、短路等故障情况进行监测和保护。这些常用的保护设备尚不能对直流回路中出现的故障电弧进行检测和保护，若能在故障电弧发生的初始阶段及时检测到并将线路断开，可避免发生火灾等严重后果。2011年实施的美国电气法规[4]要求所有光伏直流系统中，对于工作电压超过80 V的系统需安装故障电弧断路器(AFCI)。我国在2015年制定并实施了GB 14287.4-2014《电气火灾监控系统 第4部分：故障电弧探测器》，但此标准仅部分适用于10 kW及以下电气线路，针对相关光伏系统的安全要求中，尚未有明确的要求及对应产品的测试方法。

1 故障电弧的产生原因及分类

故障电弧的产生主要是由于电缆导线电气绝缘性能的下降，或由于污染及空气潮湿等而引起的空气击穿，以及电气连接松动等各种原因。当产生故障电弧的电缆两端具有足够的电场强度时，会形成电弧[5-6]。在整个电弧的形成过程中，会伴随弧光、噪声、辐射、温度升高等物理现象。

一般而言，光伏直流系统中的故障电弧按故障产生的原因可以分为串联故障电弧和并联故障电弧，而并联故障电弧又可以分为线线故障电弧和接地故障电弧。串联故障电弧一般是由于直流线路中接头处松动而出现微小距离时或断裂搭接时产生。并联故障电弧一般是由于线与线之间的绝缘层遭到破坏而引起，其中，接地故障电弧一般是由于高压相线出现了绝缘失效而引起的。

图1 电弧发生器

2 故障电弧检测装置测试平台

为验证故障电弧检测装置的可靠性，本文参考UL 1699B 标准搭建了电弧发生器，如图1所示。电弧发生器由固定底座、固定电极、可移动电极(铜质圆棒)、绝缘夹块及滑动块等组成。固定电极比套管稍细，使电弧气体能够从套管中散出，通过一定的方式可调节电极距离，以产生电弧，电弧产生后，固定电极的间隙逐渐增大使电弧电流逐渐减小，直至电弧熄灭。文献[7]中指出，在一定条件下，电极移动速度的加快会使电弧电流具有增大的趋势。所以，为了避免被测产品在电弧检测装置测试平台调节时出现误判，应在拉弧出现后再通电运行，或采用伺服电机控制电极移动速度来实现拉弧。

此外，直流源电压的提升使平均电弧电阻和平均电弧电压有减小的趋势[8]；两电极间隙增大时会使平均电弧电阻有增大的趋势[9]。由于电弧发生器产生的电弧在测试故障电弧检测装置时会受到电压及电极间隙的影响，因此，为了保证同一性及测试结果的可比性，采用故障电弧检测装置测试平台进行测试时，电压及电极间隙应保持不变。

为了使故障电弧检测装置能更贴近实际使用环境，故障电弧检测装置测试平台的搭建采用了光伏模拟器。故障电弧检测装置进行并联故障电弧测试时，将电弧发生器和设备并联接入电路，电源部分采用Ametek公司的TerrraSAS光伏模拟器，其能够模拟光伏发电的仿真光伏电源，且满足设备对电压电流的要求测试平台如图2所示。

图2 故障电弧检测装置测试平台

测试平台的外围配套系统还包括信号采集系统与信号分析系统。信号采集系统用于采集回路中产生拉弧时输出的电流信号，信号分析系统主要通过互感器耦合的方式检测直流故障电弧，由电流互感器、示波器和计算机组成。

3 故障电弧检测装置测试研究

要解决直流故障电弧产生的危害就必须在第一时间切断系统中产生故障的部分，故障电弧检测装置最核心的功能是能够准确、快速地检测到故障电弧并快速切断回路。本文依据图2搭建测试平台，对3个故障电弧检测装置，即样品A、B、C进行功能测试。

试验条件1：按照常规要求，将3个故障电弧检测装置正常接入平台进行试验。

试验条件2：被测样品分别接入不同位置。其中，a为前端离拉弧点100 m处，b为后端离拉弧点100 m处，c为前端离拉弧点500 m处，d为后端离拉弧点500 m处。

试验条件3：光伏模拟器采用不同天气时的辐照度、温度，其中，a为阴天，b为多云，c为晴天。仿真光伏系统会模拟真实天气环境下的工作状况，并选取每种天气的不同时刻进行试验。由于光伏模拟器的辐照度幅值和温度幅值会随时间而变化，因此，辐照度和温度会影响光伏系统I-V输出特性曲线。

试验条件4：采用功率不同的逆变器X、Y，其中，逆变器X的功率为5 kW，逆变器Y的功率为500 kW。

试验结果如表1、表2所示。

表1 试验条件1和试验条件2时3个样品的测试结果

表2 试验条件3和试验条件4时3个样品的测试结果

表3 试验条件5时3个样品的测试结果

基于上述的测试，故障电弧检测装置都具备一定的直流故障电弧检测及切断回路、保护电路安全的功能。

在试验条件1时，A、B、C 3个样品都能够实现回路切断的保护功能。其中，A样品采用高精度传感器，是依据电弧频域特性的方法来监测系统的故障电弧；B样品同样是采用电弧频域特性的方法来监测系统的故障电弧，但传感器的精度较低；C样品是依据系统发生电弧时监测电流电压波形变化来判断故障电弧的发生。

在试验条件2时，样品在接入后端离拉弧点500 m(靠近并网侧)时，样品B和C都发生了误判，未能实现回路切断，保护功能未能实现。

在试验条件3时，在多云的天气条件下，样品C未能实现回路切断，保护功能未能实现。

在试验条件4时，样品B和C在逆变器Y接入测试时都发生了误判，未能实现回路切断，保护功能未能实现。

为了进一步贴近实际工况，将试验条件3的天气更靠近实际设置光伏模拟器，使其模拟日出日落的逐渐变化过程形成I-V曲线作为试验条件5，结果如表3所示。在阴天及多云天气时，样品C未能实现回路切断，保护功能未能实现。

光伏系统一般分为分布式和集中式两种。分布式系统中直流侧距离较短，而集中式距离较长；分布式系统多采用小功率逆变器，集中式系统多采用大功率逆变器(500 kW逆变器居多)。因此，将试验条件2和试验条件4进行条件交叉，作为试验条件6进行试验。试验条件6中，a为前端离拉弧点100 m处，采用逆变器X；b为后端离拉弧点100 m处，采用逆变器X；c为前端离拉弧点500 m处，采用逆变器Y；d为后端离拉弧点500 m处采用逆变器Y；测试结果如表4所示。在后端离拉弧点500 m处、采用逆变器Y时，样品A、B、C都未能实现回路切断，保护功能未能实现。

表4 试验条件6时3个样品的测试结果

由表1～表4可知，受环境温度、幅照度的影响，光伏发电系统输出特性发生变化；由表2和表3可知，采用监测电流电压波形变化来判断故障电弧发生的方法有可能会出现误判。表3中，光伏模拟器在模拟阴天变化情况时，由于阴天变化不明显，因此故障电弧检测装置未受较大影响，仍能够正常工作。

在光伏系统中，对于故障电弧检测装置安装位置的选择十分关键。由表2和表4可以看出，故障电弧检测装置安装位置的不同直接影响其能否正常工作。

样品A和B同样是采用频域特性的方法来监测系统，但是精度高的样品A明显能更准确地监测到系统的故障电弧，这主要是由于拉弧发生时，高频部分的特征会有明显变化，高精度的样品能更好地监测并判别高频部分信号。

因此，在光伏系统中，直流故障电弧的研究应致力于： 1)综合考虑电压、电流、频率等变化，以寻求更为有效合理的检测算法；排除光照、温度变化等外界的干扰，以及来自逆变器等系统内的噪声干扰，以实现更有效的监测。 2)根据实际的安装使用情况，按照系统对产品进行分类，运用神经网络、模糊数学等先进方法进行阈值判断，可更为准确地监测故障电弧情况。3)研究更加合理的软件和硬件，从优化功能和成本的角度考量也是故障电弧检测装置降低经济成本、实现产业化的方向。

对故障电弧检测装置的性能进行验证时，应制定不同的测试条件，电压电流输入条件至少应选择满载、轻载两种状态。对于在远距离接线的系统中使用的故障电弧检测装置，至少要验证离拉弧点大于500 m时的保护功能，在实际测试时可将条件参数微调，使其更符合实际使用。应确保经检测验证后的装置在实际应用中能做到在故障发生时及时切断，在非故障时保持连接，避免业主出现经济损失，使光伏系统更安全、更有效。

4 结论

本文针对光伏系统用故障电弧检测装置的测试方法进行试验论证，搭建不同测试条件下的故障电弧试验平台，建立试验数据库；对数据进行统计分析后，提出了在验证故障电弧检测装置的性能时会影响验证结果的几种测试条件，如，依据电流电压波形变化的装置应通过不同的运行条件来验证其是否能准确识别故障并进行保护，而采用频域特性方法的装置应在不同运行条件及不同接入位置来判定其功能是否符合要求等，为进一步研究验证光伏系统用故障电弧检测装置的可靠性提供了实证依据。