賈 科 顧晨杰 畢天姝 魏宏升 楊奇遜

(新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室(華北電力大學) 北京 102206)

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大型光伏電站匯集系統(tǒng)的故障特性及其線路保護

賈 科 顧晨杰 畢天姝 魏宏升 楊奇遜

(新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室(華北電力大學) 北京 102206)

集中式與分布式光伏系統(tǒng)在拓撲和控制上的顯著區(qū)別，造成兩者故障特性的不同，導致現(xiàn)有含分布式光伏的配電網(wǎng)故障分析方法和保護原理在集中式光伏電站匯集系統(tǒng)中無法適用。為此，針對廣泛應用于集中式光伏逆變器中的正負序雙同步旋轉坐標系電流控制器，計及直流側光伏電池板電源特性影響，推導出不同控制目標下故障電流統(tǒng)一表達式。在此基礎上，結合現(xiàn)場短路試驗數(shù)據(jù)，考察850 MW大型光伏電站內35 kV匯集線路的電流保護性能，證明架空線下游電流保護存在不能正確動作現(xiàn)象，同時提出距離保護新配置方案。在PSCAD/EMTDC中搭建光伏電磁暫態(tài)詳細模型并利用現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)驗證了模型的正確性，大量仿真實例證明了新保護配置的有效性。研究結果為大型光伏電站匯集系統(tǒng)保護配置提供參考。

大型光伏電站 控制目標 故障電流 保護配置

0 引言

為了解決日益嚴峻的能源危機和環(huán)境問題，并網(wǎng)光伏發(fā)電技術得到迅速發(fā)展，2015年我國新增光伏發(fā)電裝機量約15 GW，全國光伏發(fā)電累計裝機量達到約43 GW，超越德國成為全球光伏累計裝機容量最大的國家[1]，其中超過80%為場站級光伏發(fā)電。光伏電站采用分散逆變、就地升壓和集中并網(wǎng)的系統(tǒng)，站內匯集系統(tǒng)包含多條匯集線路，其保護準確動作與否直接關系到光伏電站的發(fā)電效率，具有重要研究意義。

光伏電站接入電網(wǎng)的技術規(guī)范明確要求大中型光伏電站應具備低電壓穿越能力[2]，從而給光伏側保護留出充裕的動作時間。光伏自身電源特性和逆變器并網(wǎng)接口的形式，導致其故障電流特征與傳統(tǒng)同步發(fā)電機差異較大。光伏電源自身出力的間歇性和隨機波動性造成故障電流難以預測[3]，電力電子器件的應用造成故障電流特征不明確且幅值受限[4]。上述原因導致了故障分析方法及故障計算模型的不明確，給保護配置帶來了挑戰(zhàn)[5，6]。

掌握光伏電源的故障特性是研究光伏電站內保護的基礎，而光伏逆變器作為全功率變流器，其故障電流特征基本取決于采用的故障穿越控制策略。針對站用光伏逆變器中常用的正、負序分離的電流控制器，現(xiàn)有文獻根據(jù)不同的控制目標提出了相應的故障穿越控制策略[7-9]：①以抑制有功功率和直流母線電壓波動為控制目標[7]，并網(wǎng)電流伴有負序分量，無功功率波動較大；②以抑制負序電流為控制目標[8]，有功功率和無功功率出現(xiàn)等幅波動，波動幅值為文獻[7]中無功功率波動幅值的一半；③以抑制有功功率和無功功率波動為目標[9]，但并網(wǎng)電流出現(xiàn)畸變等。由此可見，現(xiàn)有系統(tǒng)中逆變器控制具有多樣性，現(xiàn)場需要根據(jù)實際接入情況選擇具體控制來協(xié)調功率和電流質量[10]，給故障分析計算增加了難度。同時，現(xiàn)有研究逆變器接口電源的文獻大都借鑒了永磁風機的分析結論，認為故障后短時間內直流側等值電源提供的功率不變[7-10]，忽略了站用單級式光伏系統(tǒng)中光伏電池板對故障的快速響應特性，其故障暫態(tài)特性將與永磁風機不同，相比而言暫態(tài)過程極短。文獻[11]在研究正、負序電流控制時雖然考慮了光伏電池板特性，但僅說明直流側不需要額外的卸荷措施，沒有進一步分析對故障電流的影響。針對單級式光伏系統(tǒng)，現(xiàn)有文獻在分析故障電流的同時均未考慮光伏電池板特性對故障電流的影響。

目前關于光伏電源接入電網(wǎng)的保護研究集中在含分布式光伏的配電網(wǎng)中，對于相同電壓等級的光伏電站內匯集系統(tǒng)的保護研究較少?，F(xiàn)有研究重點考慮分布式光伏出力隨機波動、短路電流受限的特點，以及不同的接入容量、位置對傳統(tǒng)三段式電流保護的影響[5，6]。分布式光伏電源模型多采用基于正序分量的控制策略，視作一個受并網(wǎng)耦合點電壓控制的電流源[12-15]，在對稱和不對稱故障下均只輸出正序電流。在此基礎上提出的分布式光伏接入配電網(wǎng)的故障分析方法均認為故障前后短時間內有功功率參考值保持不變[12，13]。在基于本地信息量構成的保護原理研究中，文獻[14]在將光伏電源看作壓控電流源的基礎上結合方向元件提出了自適應電流速斷保護。文獻[15]針對前者在對稱故障下無法計算出保護背側實際阻抗的問題提出了自適應正序電流速斷保護。然而，集中式與分布式光伏系統(tǒng)有顯著區(qū)別：①相較于分布式光伏基于正序分量的控制，集中式光伏采用更復雜的正、負序分量同時控制的策略；②不同于分布式光伏的兩級式拓撲[16]，集中式光伏采用單級式拓撲。因此，兩者的故障特性存在較大區(qū)別。即使大型光伏電站內匯集系統(tǒng)與配電網(wǎng)系統(tǒng)有著相似的輻射狀網(wǎng)絡，現(xiàn)有配電網(wǎng)故障分析方法和保護原理在光伏電站中也難以直接沿用。同時，上述文獻均認為故障后短時間內光伏電源輸出有功功率能保持不變，這一點針對單級式光伏系統(tǒng)不再適用，單級式光伏系統(tǒng)需要計及光伏電池板的故障響應特性。由于光伏電池板沒有轉動慣量，當兩端電壓發(fā)生變化時，輸出功率能夠瞬時變化，對電網(wǎng)故障響應迅速。

基于現(xiàn)有文獻對光伏電站故障特性和保護研究存在的不足，本文推導了站用光伏逆變器在不同控制策略下，適用于對稱和不對稱故障情況的故障電流統(tǒng)一表達式，與現(xiàn)場短路試驗數(shù)據(jù)對比，證明了所提統(tǒng)一表達式的正確性。在此基礎上，詳細分析匯集系統(tǒng)中階段式電流保護性能，證明了其存在的不足，并提出了距離保護的新配置方案，所提保護方案不受背側光伏電源影響，從而正確動作。

1 故障電流特征

1.1 電站匯集系統(tǒng)概述

本文以額定容量為850 MW的大型光伏電站內一個匯集站至升壓站的匯集系統(tǒng)為研究對象(站內共有14個匯集站)，如圖1所示。

圖1 大型光伏電站匯集系統(tǒng)拓撲圖Fig.1 The topology of the collection system in a large-scale PV power plant

該匯集站(圖1中點劃線框標注)共匯集64個1 MW 的光伏發(fā)電單元(圖1中虛線框標注)，一個光伏發(fā)電單元含1臺1 MV·A箱變和兩臺500 kW集中式逆變器。每8個光伏發(fā)電單元經(jīng)埋地電纜匯集后接入?yún)R集站，每段匯集站母線匯集多條電纜。兩段匯集站母線對應兩回35 kV架空線接入升壓站主變壓器。

1.2 控制策略

站內匯集系統(tǒng)故障特性取決于逆變器的控制，其控制策略的正確表征與建模是故障電流分析的基礎。正、負序分離的雙同步旋轉坐標系電流控制可以做到有功、無功功率間的解耦，有助于簡化參考電流的計算，因此被廣泛應用于集中式逆變器中，其控制框圖如圖2所示。

圖2 雙同步旋轉坐標系電流控制器Fig.2 Current controllers of a double synchronous rotating frame

電網(wǎng)電壓不對稱條件下，逆變器向電網(wǎng)注入的瞬時功率可以表示為

(1)

式中，P0和Q0分別為瞬時有功功率和無功功率的平均直流分量；Pc2、Ps2、Qc2和Qs2分別為瞬時有功功率和無功功率中的二倍頻分量幅值。

用正、負序同步旋轉坐標系中的有關電壓、電流量來表示上述各功率值，可以得到

(2)

由于4個獨立電流變量無法同時控制6個功率幅值分量，可選擇其中4個功率分量幅值進行控制，或者直接以抑制負序電流為控制目標。根據(jù)不同控制目標的參考電流計算式整理合并得到

(3)

不同的ρ值對應不同的故障穿越控制：ρ=1時，抑制有功功率和直流母線電壓波動；ρ=-1時，抑制無功功率波動；ρ=0時，抑制并網(wǎng)負序電流，從而保證并網(wǎng)電流三相對稱。雖然式(3)是在不對稱電壓條件下得到的，但同樣適用于對稱電壓條件的分析。式(3) 表明，故障期間參考電流取決于所采用的控制算法，不同控制算法影響逆變器輸出的故障電流特征。

1.3 故障電流分析

基于站內光伏逆變器控制特性分析，故障發(fā)生后，由于逆變器接口慣性時間常數(shù)小，光伏發(fā)電單元故障暫態(tài)過程極短，僅為數(shù)毫秒[15]，可以忽略不計，迅速進入故障穩(wěn)態(tài)運行狀態(tài)，其故障電流特征主要受故障穿越控制目標影響。根據(jù)不同控制目標的參考電流計算式(3)，可以得到光伏逆變器注入電網(wǎng)的正序和負序短路電流幅值(標幺值)為

(4)

(5)

對于三相三線系統(tǒng)，三相電流中僅含正、負序分量，所以逆變器注入電網(wǎng)的三相電流可以表示為

(6)

式中，θ+=arctan(iq+/id+)；θ-=arctan(iq-/id-)。

將式(5)中正負序電流幅值代入式(6)，可以得到三相故障電流表達式

(7)

其中

(8)

(9)

式中，φ=θ++θ-=arctan(eq-/ed-)。

由上面公式推導分析可知，光伏發(fā)電單元故障電流主要受并網(wǎng)點正序電壓跌落系數(shù)、并網(wǎng)點電壓不對稱度和故障期間輸出的有功、無功功率影響。因為光伏電池板特殊的電壓-功率特性，且無轉動慣量，故障后無需卸荷措施直流母線上功率便能迅速過渡到新的平衡，控制器響應時間快，能夠迅速跟上指令值，所以故障暫態(tài)過程短，不會出現(xiàn)明顯衰減分量和諧波分量，穩(wěn)態(tài)期間故障電流穩(wěn)定。

光伏電站內設有靜止無功發(fā)生器(Static Var Generator，SVG)以補償站內變壓器和線路上的無功損耗，故障期間提供無功支撐母線電壓，因此故障前后光伏發(fā)電單元均不提供無功功率。且考慮到該光伏電站內逆變器采用了抑制負序電流的控制策略，因此有Q0′=0和K=0，代入式(7)，可以得到

(10)

(11)

式中，IL為光伏電流，A；I0為反向保護電流，A；q為電子電荷，q=1.6×10-19C；K為玻耳茲曼常數(shù)，K=1.38×10-23J/K；T為熱力學溫度，K；A為二極管因子；Rs為串聯(lián)電阻，Ω；Rsh為并聯(lián)電阻，Ω。

雖然光伏電池板獨特的I-V特性導致故障電流難以準確計算，但能有效降低故障電流幅值從而幫助提高故障穿越能力，同時有利于直流母線上迅速恢復功率平衡，使得交流側輸出電流具有暫態(tài)過程短及諧波、衰減分量小的特點，給基于電流基頻分量的保護運用提供了可能。

2 匯集系統(tǒng)保護分析及新配置方案

2.1 現(xiàn)場保護配置

該大型光伏電站內匯集線路上現(xiàn)有保護配置為：①電纜上設有兩段式電流保護和兩段式零序電流保護；②架空線上設有縱聯(lián)電流差動保護、三段式電流保護和零序電流保護，各保護在線路兩端均配置。

上下級的電流保護通過定值和時延相互配合，而各處零序電流保護整定值相同，完全通過時延配合。具體整定配合原則參見附錄。

2.2 電流保護性能分析

結合1.3節(jié)中分析得到的故障電流特征，這里將重點考察匯集系統(tǒng)現(xiàn)有電流保護的性能?？紤]到零序電流保護能有效隔離接地故障，下面主要分析匯集系統(tǒng)中發(fā)生相間短路故障時電流保護的動作情況。

若電纜上發(fā)生故障，見圖3中k1，流過故障電纜上保護安裝處的短路電流由系統(tǒng)、相鄰主變壓器及相鄰架空線和電纜提供，該電流一定大于該處電流保護I段、II段整定值(具體整定值見附錄，下同)。故障電纜所在的架空線上流過的電流由系統(tǒng)、相鄰主變壓器及相鄰架空線提供，故架空線上電流保護II段、III段能夠可靠啟動作為遠后備。但是，當故障接近電纜出口且為三相短路時，由于架空線上游電流保護I段對架空線末端三相短路有2倍靈敏度，而下游電流保護I段靈敏度較上游處更高，此時下游電流保護I段可能會瞬時動作，從而失去選擇性，擴大斷電范圍。

圖3 匯集系統(tǒng)故障示意圖Fig.3 Schematic diagram of the collection system

若架空線上發(fā)生故障，見圖3中k2，流過故障架空線上游保護安裝處的電流由系統(tǒng)、相鄰主變壓器及相鄰架空線提供，上游電流保護能夠可靠動作，而下游保護安裝處流過的電流為該架空線接入的光伏發(fā)電單元提供的短路電流。為了防止相鄰線路下游電流保護的誤動，下游電流保護各段定值躲過光伏逆變器能提供的最大短路電流(一般為額定電流的1.1～1.2倍)，導致本線路電流保護也無法動作。因此，當架空線上發(fā)生相間短路故障，且差動電流保護失靈時(如通信裝置故障等情況)，上游電流保護經(jīng)短暫延時動作隔離故障，而下游電流保護無法動作，對應光伏系統(tǒng)將繼續(xù)向故障點供電，可能導致電路元件損毀，給檢修工作人員帶來安全問題。

綜上分析，現(xiàn)有架空線下游電流保護存在的主要問題是：①靠近電纜出口處發(fā)生故障時，保護可能誤動；②架空線上發(fā)生故障時，保護無法動作。

2.3 保護配置新方案

架空線上游流向故障點電流為

(12)

保護p處測量電壓和故障電流關系可以表示為

(13)

式中，α為故障點距上游保護安裝處距離與線路全長比，0<α<1；Z1為架空線全長正序阻抗。

(14)

當故障點靠近架空線出口處時，即α接近于0，故障線路與相鄰線路下游距離保護測量阻抗相近。若距離保護僅設置I段，為防止相鄰線路保護的誤動，距離I段需要延時動作，待上游電流保護動作使相鄰線路與故障隔離后，下游距離保護才能動作，導致架空線全線故障時距離保護都需經(jīng)較長延時動作(大于0.9 s)。為了保證架空線下游距離保護盡可能快地隔離故障，配置瞬時動作的距離I段的同時配置帶延時的距離II段。距離I段保護范圍應盡可能接近線路全長，距離II段保護范圍大于線路全長，動作延時大于上游電流保護動作延時。而電纜上發(fā)生故障時，距離保護視為區(qū)外故障而閉鎖，上游電流保護作為遠后備保護，因為上游電流保護I段延時0.1 s，所以在電纜出口處故障時保證了選擇性。

綜上，考慮一定裕度，架空線下游距離保護的整定原則為

(15)

3 仿真與現(xiàn)場試驗

3.1 現(xiàn)場短路試驗與仿真對比

在該850 MW的大型光伏電站內35 kV架空線路上進行人工短路試驗，故障點如圖3中k2，此時α接近1。在8.86 s時發(fā)生B相接地故障，9.09 s時發(fā)展為BC兩相接地故障，9.17 s時故障所在架空線被切除，架空線上游35 kV母線電壓如圖4a所示。需要說明的是，短路試驗期間光伏發(fā)電單元工作在非額定條件下，約0.6(pu)，故障前后均運行在單位功率因數(shù)狀態(tài)，且故障期間接地變壓器和SVG均未投入運行。由于箱式變壓器聯(lián)結組別為Yd11-d11，主變壓器聯(lián)結組別為YNd11，單相接地故障期間箱式變壓器低壓側電壓感受不到故障，所以光伏側輸出電流和故障前一致，如圖4b所示(記錄該電流數(shù)據(jù)的測點位于相鄰架空線上游開關處)。

圖4 短路試驗電壓電流錄波Fig.4 Voltage and current waveforms recorded during the short-circuit test

如圖4所示，BC兩相接地故障發(fā)生后，光伏系統(tǒng)輸出電流迅速進入穩(wěn)態(tài)，沒有出現(xiàn)衰減分量和明顯的諧波分量，保持三相對稱，同時故障電流幅值沒有出現(xiàn)明顯增大，與前文分析的故障電流特征一致。采用同樣的控制策略，在PSCAD/EMTDC中搭建光伏發(fā)電單元詳細模型，再現(xiàn)故障情景，相同測點位置的仿真波形如圖5所示。在控制器參數(shù)、網(wǎng)絡參數(shù)等因素不能完全復現(xiàn)的情況下，仿真得到的光伏發(fā)電單元故障電流暫態(tài)過程較現(xiàn)場試驗波形明顯，但暫態(tài)過程同樣較短，且暫態(tài)電流幅值沒有超過額定電流，對后續(xù)保護分析不會產(chǎn)生影響，故障穩(wěn)態(tài)期間與現(xiàn)場波形吻合度高，證明了仿真控制策略與現(xiàn)場較為一致。

圖5 仿真電壓電流波形Fig.5 Voltage and Current waveforms of simulation results

圖6中為圖4b測點的瞬時功率及其直流分量波形。BC兩相接地故障期間，有功功率直流分量P0出現(xiàn)明顯的降低(傅里葉變換窗長導致故障前P0的減小)，而無功功率直流分量Q0近似為零。P0與光伏陣列輸出功率相關，說明光伏陣列的電源特性有助于限制故障電流幅值，所以傳統(tǒng)光伏電源接入電網(wǎng)的故障電流分析方法認為故障后短時間內光伏電源提供有功功率不變的做法對于站內光伏系統(tǒng)是不適用的。

圖6 短路試驗瞬時功率Fig.6 Instantaneous power flow at the measuring point

3.2 保護仿真結果

3.1節(jié)驗證了仿真模型與現(xiàn)場實際控制一致性較高，在此基礎上詳細仿真分析原有保護配置和提出的新保護配置的性能。

圖7為一回35 kV架空線中點發(fā)生BC兩相短路故障時架空線下游電流保護的動作情況，由于電流保護I段整定值要遠大于II段、III段，故未在圖中顯示。故障前，光伏電站工作在0.6(pu)，故障發(fā)生后，故障架空線的光伏系統(tǒng)提供的短路電流幅值接近1(pu)，而相鄰架空線的光伏系統(tǒng)提供的短路電流幅值約為0.8(pu)，因此故障線路與相鄰線路下游電流保護各段都無法動作。

圖7 架空線中點發(fā)生BC兩相短路故障時架空線下游電流保護動作情況Fig.7 Operation results of the overcurrent relay at downstream of the overhead line in case a BC fault at midpoint of an overhead line

為驗證所提光伏側距離保護的有效性，采用不同系統(tǒng)運行方式、光伏電站出力情況及不同故障類型算例進行驗證。

系統(tǒng)與光伏電站容量比為10∶1，光伏電站工作在0.6(pu)時，在一回架空線上距匯集站10%Z1處發(fā)生AB兩相接地故障，圖8為距離保護動作情況，其中圖8a、圖8b分別對應故障線路的接地、相間距離保護元件，圖8c、圖8d分別對應相鄰線路的接地、相間距離保護元件(圖9同此)。故障發(fā)生后，故障線路的接地、相間距離保護的故障相測量阻抗經(jīng)短暫的暫態(tài)過程后，均能準確進入I段動作圓內，且測量結果穩(wěn)定，而相鄰線路距離保護可靠不動作。

圖8 架空線上距匯集站10%Z1處發(fā)生AB兩相接地故障時距離保護動作情況Fig.8 Operation results of the distance relays at downstream of the overhead lines in case an ABG fault at 10%Z1 away from a collection station

系統(tǒng)與光伏電站容量比為30∶1，光伏電站工作在0.8(pu)時，在一回架空線上距匯集站90%Z1處發(fā)生CA兩相短路故障，圖9為距離保護動作情況。故障發(fā)生后，故障線路相間距離保護的故障相測量阻抗經(jīng)短暫的暫態(tài)過程后能準確進入II段動作圓內，而相鄰線路的距離保護可靠不動作。

圖9 架空線上距匯集站90%Z1處CA兩相短路故障時距離保護動作情況Fig.9 Operation results of the distance relays at downstream of the overhead lines in case a CA fault at 90% Z1 away from a collection station

因為架空線距離保護整定值較小，動作圓較小，當區(qū)內經(jīng)過渡電阻短路時，受系統(tǒng)側助增電流影響，測量阻抗容易落在區(qū)外。因此在實際應用中可采用耐受過渡電阻能力較強的四邊形阻抗元件(類似于傳統(tǒng)距離保護)，待上游保護動作后，系統(tǒng)側不再提供短路電流，下游保護安裝處測量阻抗易進入四邊形內。而在電纜出口處故障時，架空線上距離保護方向阻抗元件將其判斷為區(qū)外故障，能夠可靠不動作，限于篇幅，這里不再贅述。

表1中針對不同故障位置、光伏出力條件、故障類型等情形給出了典型保護動作情況。表中“+”表示該保護各段都能啟動，“-”表示各段都無法啟動，羅馬數(shù)字表示只有該段能夠啟動。

表1仿真結果表明，在架空線下游采用所提距離保護配置后，匯集電纜出口處故障時，在40%和60%光伏出力條件及不同故障類型情況下，方向性阻抗元件均將故障視作區(qū)外故障，可靠不動作，保證了選擇性。當架空線路上α=0.5處發(fā)生故障時，下游距離保護對應各段能夠可靠準確啟動，不受光伏出力條件和故障類型影響；當架空線路上α=0.9處發(fā)生故障時，下游距離保護II段能夠可靠啟動，同樣不受光伏出力條件和故障類型影響，因此在差動保護失靈時，距離保護能夠可靠將光伏系統(tǒng)與故障隔離?？紤]到匯集線路上單相接地故障時光伏側輸出電流無明顯變化，表1中未給出單相接地故障情況，但距離保護同樣可以很好地隔離單相接地故障，這是電流保護所做不到的。

因此，本文所提方法能夠有效解決現(xiàn)有架空線下游電流保護誤動和拒動的問題，且能夠適應光伏出力隨機波動的特點。

表1 匯集系統(tǒng)中發(fā)生相間短路時各保護啟動情況

4 結論

本文首先推導出適用于多種控制目標的站內光伏逆變器故障電流統(tǒng)一計算式，結合現(xiàn)場運行采用的控制進行故障電流特征分析，在此基礎上分析站內現(xiàn)有電流保護的適應性，針對其不足提出了距離保護新配置方案。傳統(tǒng)含分布式光伏的故障電流分析方法和保護整定計算中認為分布式光伏采用基于正序分量的控制，故障前后短時間內有功功率參考值不變。而光伏電站內光伏系統(tǒng)的逆變器結構、控制與分布式光伏有所不同，故障特性也有所不同，且仿真和實測數(shù)據(jù)都表明故障期間光伏電池板電源特性有助于抑制故障電流幅值，不能忽略光伏電池板對故障的響應特性，導致現(xiàn)有故障分析和保護整定方法不適用。對此，本文結合站用匯集系統(tǒng)故障電流特征提出的距離保護代替匯集系統(tǒng)架空線下游電流保護的方案，在解決現(xiàn)有保護誤動和拒動問題的同時，可以有效避免光伏側短路電流門檻值整定的問題，且不受光伏出力條件影響，有一定的實際工程價值。

附 錄

注：If(3)—架空線末端發(fā)生三相短路時的短路電流;Ie—單條電纜上所有光伏發(fā)電單元提供的額定電流和；n—單條匯集站母線接入的電纜數(shù)；Ia,Ib—零序電流保護整定值。

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(編輯 赫蕾)

Fault Characteristics and Line Protection within the Collection System of a Large-Scale Photovoltaic Power Plant

JiaKeGuChenjieBiTianshuWeiHongshengYangQixun

(State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources North China Electric Power University Beijing 102206 China)

Centralized photovoltaic(PV)systems have different fault behaviors from distributed PV systems due to the differences in the structure and controls.This makes fault analysis and protection methods in distribution networks with distributed PV not suitable for centralized PV plants.Therefore，the widely-used current controllers under the double synchronous rotating frame(DSRF)are considered，as well as the characteristics of PV arrays，and then a consolidated expression for the fault current is calculated under different controls.Based on the analyzed fault current characteristics and the on-site short test data，the performance of current protection relays on 35 kV collection lines is evaluated within an 850 MW large-scale PV plant.The evaluation revealed that the overcurrent relays at the downstream side on overhead lines might malfunction and thus a new relay scheme is proposed using distance elements.In the PSCAD/EMTDC，an electromagnetic PV transient model in detail is built and verified using the on-site test data.Finally，considerable simulation results verified the proposed relay scheme.The research in this paper can help improve the protection performance within PV plants.

Large-scale photovoltaic plant，control scheme，fault current，protection scheme

國家重點研發(fā)計劃(2016YFB0900203)、國家自然科學基金項目(51407067)和中央高?；究蒲袠I(yè)務費專項資金(2016ZZD01)資助。

2016-04-06 改稿日期2016-07-18

TM615

賈 科 男，1986年生，博士，副教授，研究方向為電力系統(tǒng)保護與控制、新型配電網(wǎng)故障定位與系統(tǒng)自我恢復。

E-mail：ke.jia@ncepu.edu.cn(通信作者)

顧晨杰 男，1991年生，碩士研究生，研究方向為光伏電站控制與保護。

E-mail：guchenj@ncepu.edu.cn