应对光伏电站单相接地故障的设备选择与保护整定分析与探讨

上海勘测设计研究院有限公司 刘愉

1 引言

并网型中大规模光伏电站通常采用多级汇流、集中并网的接线形式，发电单元多采用扩大单元接线，通过多条集电线路汇集后，经主变升压并网。规模化的光伏电站具有占地面积较大、集电线路长等特点，大规模集电线路带来较大的单相接地故障电容电流，这种情况将产生较高的弧光过电压，从而对电气设备绝缘及安全运行带来威胁。

针对上述类型的工程，选择参数合理的接地设备、可靠的保护形式以及合理的保护定值，在单相接地故障发生时对电力设备的保护起到关键作用。本文结合实际工程，围绕接地系统设备选择、保护整定、CT参数选择等环节展开探讨。

2 并网光伏电站中性点接地设备的选择

2.1 光伏电站单相接地故障过电压机理

在电力系统中，对各种类型的短路故障，单相接地短路是最为普遍的故障形式[1]，据统计约占60%以上。在中大规模光伏电站中，因发电系统设有较长的集电线路，而集电线路又广泛采用电缆类型导体，因此主变低压侧系统各相导体有较大的对地电容。研究表明，在这类系统中，单相接地故障易导致电弧接地过电压，如果不增加一定的保护措施，则过电压将威胁电力设备的安全运行。

主变低压侧等效网络（假定为不接地系统）如图1所示，且假定该系统中性点不接地。设主变低压侧系统等效电源相电压为Ea,Eb,Ec，各等效相导体对地电压为Ua，Ub，Uc，设定相电压幅值为1。假设C 相导体发生单相接地短路，短路故障发生在t=0 时刻，此时线路相对地的电压分别为Ua(0-)=Ub(0-)= 0.5，Uc(0-)=-1。接地瞬间，C 相电压变为低电位0，A、B 工频相电压被分别瞬间抬升为AC线电压与BC线电压1.5。

图1 主变低压侧等效网络（假定为不接地系统）

在接地故障发生瞬时，电源经过线路电感给A、B相对地电容充电，而因电容电压不可突变，A、B相电压从故障前0.5过渡到故障发生后1.5的过程中，将在线路的等效LC回路中发生高频率振荡的过渡过程，高频振荡过程中，健全相的相电压可以等效为直流分量E=1.5（高频振荡过程很短，期间的工频量变化很小，可视作直流分量）与暂态分量U(t)的叠加，即：

C 相发生金属性接地引起的弧光过电压过程如图2所示。

图2 C相发生金属性接地引起的弧光过电压过程

因线路电阻的存在，暂态分量U(t)是一个衰减分量，且最终衰减为0，而直流分量E则为被抬升后的工频电压值1.5。考虑电容电压不可突变，则在故障发生t=0 时刻，衰减分量瞬时值为U(0) =Ua(0-)-E；该瞬时值为高频衰减分量的三角函数最大幅值，并随过渡过程逐渐衰减为0。因此，高频振荡过程中，健全相最大相电压幅值即达到|E|+|Ua(0-)-E|=|1.5|+|0.5 - 1.5|= 2.5。

经过半个周期后，A、B相对地电容上的电压将等于-1.5，此时接地点的工频故障电流达到过零点，电弧熄灭。此刻，C 相对地电容电压依然为熄弧前的值0，电网储有总电荷值为三相对地的全部电荷q= 2C0(-1.5) =-3C0。由于系统无接地点，电荷无处泄放，其将在三相对地电容间均匀分配。因此中性点产生对地直流电压uN=q/3C0=-1。由于中性点对地直流电压的存在，熄弧后的瞬间，A、B相对地电压为-0.5+（-1）=-1.5，C 相对地电压为1+（-1）=0，这与熄弧前瞬间电压水平一致，因此不会产生高频振荡的过渡过程。

熄弧后的半个周期内，由于系统中无接地点，中性点对地直流电压-1将一直存在，各相对地电容电压均将叠加中性点对地直流电压，在半个周期后的t2时刻，C相对地电容电压将达到-2，将大概率引起电弧重燃，一旦重燃发生，则A、B 相对地电压将从-0.5被瞬间抬升至AC线电压和BC线电压的值1.5，由于电压不能突变，A、B相的等效LC回路上将再次发生高频振荡过渡过程，最大振荡电压幅值达到|E|+|Ua(0-)-E|=|1.5|+| - 0.5 - 1.5|= 3.5。高频过渡过程在短时间内衰减后，A、B相对地电压将稳定维持AC线电压与BC线电压水平。

根据以上分析，对过电压产生过程简单总结如下。电弧周而复始形成重燃—熄弧的过程，熄弧后的时刻在系统中形成电荷积累并造成中性点对地电压偏置，导致各相对地电压最大值被抬升，造成故障点在相对地电压达到最大值时产生电弧重燃，电弧重燃瞬间造成非故障对地电容电压的突然变化，在非故障相上形成电压高频振荡的过渡过程，产生高幅值的过电压。

2.2 限制单相接地故障过电压的措施分析

根据以上分析，在中大规模光伏电站中压系统中，如果不采取合理的措施，则易在单相接地故障时发生弧光过电压。

为限制单相接地时的过电压，并保证快速切除故障，通常可采用中性点经消弧线圈接地系统或中性点经小电阻接地系统[2]。

中性点经消弧线圈接地方式是通过在故障下的零序网络中增加与容性支路并接的感性支路，使故障点的容性电流被充分抵偿，从而避免电弧重燃及过电压的产生。因此，在单相接地故障发生时，故障线路可在一定时间内继续运行。

关于中性点经小电阻接地方式限制过电压的机理，有多种理论支撑，从工频电流熄弧理论角度出发可解释如下，在单相接地故障发生并产生电弧时，在电弧熄灭至重燃前的阶段，接地电阻为系统向大地泄放电荷提供了通道，中性点的电压偏移量减小，降低了故障相对地的最大电压值，在一定程度上降低了电弧重燃的概率，即便电弧重燃产生，重燃后非故障相的电压比对重燃前时刻的电压变化量相比于不接地系统的情况有一定的减小，电压过渡过程的最高电压幅值势必减小，即降低了非故障相的过电压水平。

在新建的中大规模光伏电站中，中压系统多采用小电阻接地形式，而较少采用经消弧线圈接地形式，分析原因如下。

一是按照GB/T 32900《光伏发电站继电保护技术规范》以及其他相关运行管理规定，如果采用消弧线圈接地，则须依靠小电流接地选线装置实现快速选线跳闸；而小电阻接地系统则是依靠判断故障时的零序电流来识别故障，小电流接地选线装置的可靠性及灵敏性通常不及后者。

二是中性点经电阻接地相比经消弧线圈接地在设备结构上更加简单，成本更低，运行维护也更加简单，设备占地面积相比更小。

在中、大规模光伏电站中，主变低压绕组通常采用三角形接线，因此需要设置接地变来构造中性点经小电阻接地。接地电阻的大小直接影响单相接地故障时阻性电流的大小，根据参考文献[3]的研究，阻性电流与容性电流比值IR/IC越大，非故障相弧光过电压水平将得到越好的限制，当过电压的限制效果在IR/IC达到2 以上时趋于平缓，而单相接地故障电流过大，则又不利于设备选型。因此，IR/IC通常选择在1.5～3。

2.3 工程实例计算

以某200MW 光伏电站工程为例，计算电容电流，并选择中性点接地设备参数。该光伏电站地处山地，项目总容量为260.27456MWp，交流容量为200MW。光伏发电系统就地采用64 台箱变，通过10 回35kV 集电线路接至220kV 升压站。35kV 集电线路由直埋电缆和架空线路组成。35kV集电线路型号及长度统计见表1。

表1 35kV集电线路型号及长度统计（单位：km）

35kV集电线路电容电流计算如下。

光伏电站线路分为电缆线路、架空线路。

线路部分单相接地电容电流计算公式：

式中：IC为单相接地电容电流（A）；ICl为单相接地的单位长度电容电流（A/km）；l为线路长度（km）。

电缆线路电容电流IC1计算如下。

结合电缆厂家提供样本参数，并参照参考文献[4]的公式（3-1）。本示例电缆集电线路单位电容电流计算结果见表2。

表2 示例电缆集电线路单位电容电流计算结果

单回路架空线路电容电流IC2计算如下。

光伏箱式变压器电容电流IC3计算如下。

经统计设备厂家数据，光伏箱变的电容电流按0.18A/台估算。

式中：n为箱变数量。

35kV系统总电容电流计算如下。

考虑0.13 倍的变电站增大系数[4]，总电容电流IC：

2.4 接地电阻选择

依据参考文献[2]及参考文献[5]，因本案例电容电流在10A 以上，故35kV 系统按照小电阻接地型式选择设备。

单相接地电阻电流Id如下。

单相接地电阻电流Id可按下式选定：

式中：K为配合系数。

根据前文分析，K 值取1.5～3 之间，选取Id为500A。

中性点接地电阻RN

[6]计算如下：

式中：UN为系统额定线电压（V）。

接地变容量计算如下。

本案例按接地变不兼用站用变考虑。接地变容量应与所接电阻容量相匹配，又由于单相接地故障会被保护快速切除，所以接地电阻匹配的接地变容量仅按短时间过载容量考虑即可，依据IEEEC62.92.3 标准：变压器在10s 内可按额定容量的10.5 倍容量连续运行，故接地变的容量可仅按中性点接地电阻容量的1/10.5选择。计算如下。

接地变短时容量为：

考虑10.5倍过载倍数，设计容量计算为：

接地变设计容量取为1000kVA。

3 单相接地故障保护配置与整定

3.1 零序电流作为单相接地故障特征量的机理

针对单相接地故障，可使用零序电流作为单相接地故障的特征量来进行故障判别，使用对称分量法[1]分析，单相接地短路如图3所示。

图3 单相接地短路

图3示意系统中导体a相发生单相接地短路。故障的三个边界条件为：

根据对称分量法原理，将上述相量转换为对称分量形式，即：

整理后得到：

根据对称分量法，写出短路点的正序、负序、零序网络电压方程如下：

同时，短路点短路电流可表示为

可见，发生单相接地短路时，系统中产生了零序电流，且短路点故障电流的大小为3 倍的零序电流。而正常无故障运行情况下，因系统呈三相对称，理想状态下是不存在零序电流的。因此，零序电流是单相接地短路的明显特征量，可以使用零序电流作为单相接地故障的电流判据。

3.2 零序过流保护整定分析

根据以上分析，中、大规模光伏电站可在中压侧汇集母线各馈线回路装设零序过流保护来切除单相接地故障。对于零序过流保护的整定与配合，分析如下。某光伏电站的简化等效电路如图4所示。

图4 某光伏电站的简化等效电路

把光伏电站中压系统与大地视作两个导体，两个导体通过各线路的对地电容、接地电阻以及故障短路点相连，依照基尔霍夫定理，流出任意封闭回路的总电流之和等于流入该封闭回路的总电流。现将“大地”导体视作一个封闭回路，由序网分析可知，零序网络中的零序电源来自故障点，按照基尔霍夫定理，零序电流从故障点流出大地，从各线路的对地电容以及接地变接地电阻流入大地。

按照保护整定的原则，零序保护需对本段区内故障有足够灵敏度，同时在区外故障时不动作。为推导零序保护的整定值范围，需分别探讨区内故障与区外故障两种情况的故障特征量。

假设故障发生在集电线路A 上，零序保护a 安装位置的零序电流等于除线路A 以外全部系统的对地电容电流与接地变流入大地电流的矢量和，此时零序过流保护应可靠动作；若故障发生在集电线路A 以外区域，则零序保护a 安装位置的零序电流等于集电线路A 流入大地的电容电流，此时保护a 不应动作。据此零序过流保护可设置过流I 段，按被保护线路末端单相接地故障整定，设置零序过流II段，按躲过本线路电容电流整定，并设置延时，即：

式中：UN为线路额定线电压有效值；R为接地变所接地电阻额定值；Ksen为灵敏度系数，取2 以上；IC0为本段线路单相故障电容电流值；KK为可靠系数，取1.1以上；tI为零序过流I段延时，可按0整定；tII为零序过流II段延时。

针对接地变的零序过流保护整定分析如下.因中压系统任意回路发生单相接地短路时，接地变中性点均有较大的阻性电流流过，前文已叙述，该阻性电流取决于接地电阻的大小，通常使IR/IC在1.5 到3 倍，计算可知中性点流过的电流大小接近故障电流。按照参考文献[6]第5.8.2～5.8.4 条规定，接地变零序过流I段可按接地变所在系统的单相接地故障电流整定，动作时间应与母线各连接元件的零序过流II相配合，作为各元件零序保护的总后备保护使用；零序过流II 段按躲过本线路电容电流整定，动作时间大于I段动作时间，即：

式中：Ik为系统单相接地故障短路电流，可按接地小电阻的额定电阻电流估算；Ksen为灵敏度系数，取2以上；KK为可靠系数，取1.1以上。

3.3 零序电流互感器变比选择

根据《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》5.3.1.4 条：“对于在正常情况下一次电流为零的电流互感器，应根据实际应用情况、不平衡电流的实测值或经验数据，并考虑保护灵敏系数及互感器的误差限值和动、热稳定等因素，选择适当的额定一次电流”；第8.2.1.5 条：“与微机综合保护配套使用的零序电流互感器应根据系统接地电流值和微机保护二次动作整定值确定互感器额定一次电流”；第8.2.5 条：“当3～35kV 系统电流互感器最大限值电流小于最大系统短路电流时，互感器准确限值电流宜按大于保护最大动作电流整定值2 倍选择”。可见，在选取零序电流互感器额定一次电流及准确限值倍数时，需考虑故障发生时互感器能准确传变故障电流，以防止保护动作不准确。

以本文中的光伏电站案例为例，考虑单相接地故障时的故障电流，故障电流按小电阻额定电流估算大约为500A。考虑2倍保护动作灵敏系数，则零序过流I段整定值按250A估算。考虑与保护动作整定值的配合，则互感器变比选择50/1 （5）、100/1（5），准确限值倍数选择10倍较为合适。

4 结语

单相接地短路是系统短路故障的主要故障形式，中、大规模光伏电站因短路电容电流较大，必须设置合理的中性点接地装置来避免产生弧光过电压。本文尝试从过电压原理分析、相关保护措施分析、单相接地保护原理、整定方案等角度展开讨论，并结合一定的工程实例做出计算说明，为工程中合理的设备选型、保护整定配合等提供参考。