摘要：光伏發電系統作為可再生能源發電的重要組成部分，將在很長一段時間內蓬勃發展，由此需要重視光伏發電系統的**問題。直流電弧作為光伏發電系統中嚴重危害人身和設備**的故障隱患應充分予以重視并采取手段加以消除。目前工程上所應用的斷路器保護方式無法快速對直流電弧故障進行處理。根據當前直流電弧檢測和處理的痛點難點，針對直流電弧光故障類型進行逐一分析，以提高設備的可靠性為前提，提出一種弧光保護的解決思路，通過檢測電弧光產生期間特定的物理量及電氣量進行綜合判別，提升電弧光保護動作的靈敏性和可靠性。

關鍵詞：光伏系統；直流電弧；電弧光保護

1概述及現狀

自2021年10月以來，國家推進風電、太陽能發電大規模開發和高質量發展，堅持集中式與分布式并舉，加快建設光伏發電基地，加快智能光伏產業**升級和特色應用，推進光伏發電多元布局，計劃到2030年，風電、太陽能總裝機容量達到12億千瓦以上。隨著光伏發電產業飛速發展，農村新型分布式光伏發電也得到了快速發展，但對于電弧光的危害未能得到足夠的重視。光伏發電廠站（集中式光伏系統）和家庭分布式光伏發電系統中電弧光故障時有發生，尤其是直流逆變部分，直流電弧光故障比交流電弧光更難熄滅，也更為嚴重，電弧光發生時產生的高溫會灼傷人員皮膚，強光刺傷眼睛，電擊損害神經、肌肉，爆破壓力會造成.人員的傷害及設備碎片飛射，巨大的爆破音將對人員耳膜和內臟震動造成損傷，毒氣危害人員的呼吸系統，對于人員的傷害和設備的毀壞都難以估量。因此，需充分重視電弧光的危害。

對于集中式光伏發電站，配備的保護較為，包括對于母線和逆變器的保護，但是對于家庭分布式的光伏保護，一般只配備漏電保護。二者都缺少對電弧光的檢測和故障切除功能，尤其是從太陽能板到逆變器的直流回路中所發生的電弧光，無法快速、正確、切斷故障回路，給設備的運行造成威脅。

圖1典型光伏電氣主接線圖

圖1為典型光伏系統主接線圖，保護配置常見于低壓交流斷路器AC上，且保護一般配置為斷路器的過流保護，定值按輸出額定電流1.2倍整定。逆變器常規保護主要包括過流保護、過壓保護、欠壓保護、過熱保護以及輸出交流側的短路保護和防孤島保護。依據不同工程的不同配置，光伏組件輸出直接進入匯流箱或經直流斷路器CB進入匯流箱。交流斷路器AC前端逆變器至光伏PV組件無電氣保護。若發生在逆變器前端出現虛接或非持續性短路引起弧光短路故障，無法及時對故障進行切除，只能在故障擴大引起大電流短路時跳開分支進線斷路器或逆變器關斷停機，這將對主設備造成嚴重的破壞。

2痛難點分析

目前的集中式光伏發電和家庭分布式光伏發電中對電弧光的檢測難點和保護難點，體現于以下幾個方面：

2.1識不準

《NB/T42076-2016弧光保護裝置選用導則》中雖針對的是交流弧光檢測，但對直流拉弧也有一定的借鑒依據，導則中對電弧光檢測采用電弧光物理量（非電量）測量和電量測量等多種判據方式。對于電弧光物理量檢測，國內外眾多電弧光保護產品廠商均已采用光線傳感器對電弧光進行檢測，如ABB、VAMP、RIZNER及MOELLER等知名廠商，但是，電弧光檢測很容易受到環境光的干擾，可靠性不高。對于電量測量方法通常使用功率變化限值法和高頻特性方法。功率變化限值法：通過采集一段時間的輸入、輸出的電性能(如電流、電壓)波形變化引起的功率和電弧功率變化，與設定的限值進行比較，從而判斷是否有直流故障電弧產生。高頻特性方法：當發生直流故障電弧時，通常會有高頻信號產生，高頻特性方法通過采集一段時間電流中交流分量的高頻能量并進行累計計算后，與設定的限值進行比較，由于此種方法對檢測裝置精度的要求較高，并且由于光伏陣列電流和電壓受輻射照度和溫度變化的影響，會造成電流、電壓波形變化不規律的情況，因此，通過電性能參數波形變化判定直流故障電弧的方法同樣存在局限性，容易誤報誤斷，保護動作正確率不高，增加了運維成本，減少發電量。

2.2識不全

根據故障點不同，拉弧的狀態也存在不同，一般分為串聯拉弧、并聯拉弧和對地拉弧。

串聯拉弧故障常見于串聯連接的導體松動、脫落引起，其難點在于中大型的逆變器場景中，對串聯拉弧的識別，當逆變器容量越大，線纜越長，大電流組件中所能分析判斷的電弧信號就會越微弱，信號提取越困難。并聯拉弧故障常見于正負出現絕緣失效或正負線纜松脫搭接出現短路引起。當出現并聯拉弧時，所有光伏PV組件經電弧形成環流，直流側近似短路狀態，逆變器將出現巨大逆流。對地拉弧一般為正負中某一對地絕緣失效，引起對地弧光短路。常見對地拉弧檢測手段可通過對地絕緣監察裝置執行，為比較成熟產品，可保證監測可靠性。

目前大多工程應用的拉弧檢測均為串聯拉弧檢測，由于不同的天氣、環境溫度等等，光伏組件的電氣值不同，如早上和中午溫差較大，電壓變化較大，而多云狀態下的電流變化也，因此無法對并聯拉弧進行較為清晰的識別

2.3速度慢、分斷難

目前電弧光保護一般采用變壓器后備過流、饋線復壓元件閉鎖過流保護、環流原理的高阻抗母線保護方案等，從弧光發生到切斷一般從80ms到2s之間，易造成故障擴大和設備損壞，電弧光故障的危害程度取決于電弧光電流的大小及切除時間長短，參考國外的研究成果，電弧光產生的能量與切除時間呈指數規律快速上升，如圖2所示

圖2電弧光能量隨時間變化圖 圖3電流信號能量比

若故障切除時間大于100ms，將會對設備造成不同程度的損害。因此提高故障切除速度，尤其是弧光檢測速度，將提升保護速動性。當出現并聯拉弧故障時，當故障點出現于逆變器前端，且逆變器啟動前發生并聯拉弧，則逆變器無法進行啟動和保護，另外由于無斷路器對該回路進行分斷，因此無法可靠斷開拉弧所在回路，逆變器無法檢測到故障點，將易引起故障擴大。且出現并聯拉弧短路故障時，一般電流較大，弧光能量無法快速轉移，會持續導致溫度上升，甚至燒毀PV組件。

3解決方案和構

首先，應當重視設備管理理念，加強設備巡檢，優化預防性檢查維護頻度，電氣回路安裝減少針式端子使用，在設備交匯連接處，增加O型接線端子使用比例，提高電氣設備回路的可靠性，減少因為端子或回路松動引起拉弧情況，是減少弧光短路發生次數必不可少的重要一環。

其次，針對于以上提出的3個痛點難點，提出解決方案，可根據弧光特征進行綜合研判。

3.1針對“識不準”的解決方案

對于電弧光物理量的檢測，由于弧光檢測探頭受可見光影響較大，無法準確判斷弧光產生的時機，根據不同導體在高壓下近距離產生的電弧光光譜圖，同種金屬和不同種金屬導體在高壓下近距離產生的電弧光強度主要集中在300~380nm的近紫外波段，其在可見光及紅外光波段幾乎沒有光強度激發出來，高壓近距離下激發出的電弧光中有兩個明顯的波峰，即335nm和365nm，且從相對強度來看，近90%的強度集中在紫外光波段。由此可使用對紫外光敏感的弧光傳感器對電弧光進行物理量測量，以保證測量精度。對于電弧光傳感器位置的加裝，電弧光探頭測量角度在120°以上，可接受信號范圍廣，考慮安裝于匯流箱、PV組件接口板等比較容易發生端子松脫位置。

對于電流測量方法，由于電流數據中存在干擾噪聲，影響電弧信號的特征量判斷，可使用分流器和霍爾元件，迅速捕捉輕微的電弧信號。由于發生直流電弧故障時的電流是一種非平穩的隨機信號，傅里葉變換對于非平穩信號局部特征提取具有較大的局限性，根據文獻發生電弧故障時，100kHz以下特征量較為明顯，如圖3所示，因此針對電流中低頻段（<100kHz）部分進行小波變換，與正常工作情況下的采樣數據進行頻域特性對比，通過正常工作情況下的中低頻段的電流經過小波變換后所分解的小波系數和發生直流電弧故障時的小波系數對比分析，得到時、頻域內的特征量，將此特征量作為判斷直流電弧發生與否的判斷依據。

綜合對弧光物理量的檢測和電流特征量的檢測，可提高對于直流電弧識別的準確率。

3.2針對“識不全”的解決方案

多數并聯拉弧故障回路不經過逆變器，且拉弧能量大，受光伏PV組件影響，直流電弧將輸出直流高電壓，可以產生初始的強電場，且受陽光的持續照射影響，回路中的電弧不斷吸收能量，因此可維持穩定的長時間的燃燒。通過在PV組件和逆變器中間加裝控制單元，以高頻率采樣速率對電流、電壓進行采樣；在并聯電弧發生時，匯流箱電壓降低甚至降為0，會出現失電，因此裝置須增加內置的儲能電源，能夠維持拉弧故障下的脫扣能量和通訊。如圖4，當直流并聯拉弧故障發生后，控制單元基于快速對電弧特征量的識別，判斷完成后斷開匯流箱輸出側的直流開關，并將信號傳遞給逆變器中的控制單元，由逆變器中的控制單元根據故障信息，控制逆變器停機，并斷開逆變器中的直流開關和交流開關和方陣內其他匯流箱的開關。

圖4并聯拉弧檢測原理圖

3.3針對“速度慢、分斷難”的解決方案

對于串聯拉弧故障，考慮其故障形式，拉弧電流一般較小，可通過關斷逆變器，斷開直流開關即可分斷。對于并聯拉弧故障，根據投入資金情況，適當增加其斷開點，可采用增加快速熔斷器、帶滅弧格柵的直流斷路器以及采用氧化鋅或碳化硅非線性滅磁電阻來轉移拉弧能量，快速分斷拉弧。

對于家庭屋頂分布式光伏，發電量基本為家庭自用，發電量較小，若加裝弧光保護裝置對弧光保護進行檢查及分斷，經濟型較差，且一般家庭不愿支付該筆費用。可考慮使用弧光探頭對電弧光進行監測和故障分斷。另外考慮弧光探頭存在一定的準確性問題，可加裝多個弧光探頭，采用三取二邏輯進行判斷，增加電弧光識別的準確性和可靠性，在**的基礎上滿足經濟性要求。

對于集中式光伏電廠，由于面積較大，設備數量較廣，且對可靠性要求更高，適宜采用電氣量判斷和弧光物理量判斷雙重判據方式進行。弧光保護使用電流判據和電弧光判據作為依據，當保護主機或輔助單元檢測到電流變大，且弧光傳感器接收到電弧光信號時，保護出口跳閘，若只檢測到其中任一一個信號，輸出報警信號。另外，考慮發生弧光短路時電流瞬時變大，弧光探頭檢測元器件存在一定誤差，本文建議可根據電流增量進行兩段式邏輯判斷，一段為電流與弧光采用與/或邏輯，另外一段為高定值純電流判據，保證保護可靠性的同時提升保護靈敏性。具體邏輯圖如圖5所示。

圖5保護邏輯圖

4、安科瑞分布式光伏運維云平臺介紹

4.1概述

AcrelCloud-1200分布式光伏運維云平臺通過監測光伏站點的逆變器設備，氣象設備以及攝像頭設備、幫助用戶管理分散在各地的光伏站點。主要功能包括：站點監測，逆變器監測，發電統計，逆變器一次圖，操作日志，告警信息，環境監測，設備檔案，運維管理，角色管理。用戶可通過WEB端以及APP端訪問平臺，及時掌握光伏發電效率和發電收益。

4.2應用場所

目前我國的兩種分布式應用場景分別是：廣大農村屋頂的戶用光伏和工商業企業屋頂光伏，這兩類分布式光伏電站今年都發展迅速。

4.3系統結構

在光伏變電站安裝逆變器、以及多功能電力計量儀表，通過網關將采集的數據上傳至服務器，并將數據進行集中存儲管理。用戶可以通過PC訪問平臺，及時獲取分布式光伏電站的運行情況以及各逆變器運行狀況。平臺整體結構如圖所示。

4.4系統功能

AcrelCloud-1200分布式光伏運維云平臺軟件采用B/S架構，任何具備權限的用戶都可以通過WEB瀏覽器根據權限范圍監視分布在區域內各建筑的光伏電站的運行狀態（如電站地理分布、電站信息、逆變器狀態、發電功率曲線、是否并網、當前發電量、總發電量等信息）。

4.4.1光伏發電

4.4.1.1綜合看板

●顯示所有光伏電站的數量，裝機容量，實時發電功率。

●累計日、月、年發電量及發電收益。

●累計社會效益。

●柱狀圖展示月發電量

4.4.1.2電站狀態

●電站狀態展示當前光伏電站發電功率，補貼電價，峰值功率等基本參數。

●統計當前光伏電站的日、月、年發電量及發電收益。

●攝像頭實時監測現場環境，并且接入輻照度、溫濕度、風速等環境參數。

●顯示當前光伏電站逆變器接入數量及基本參數。

4.4.1.3逆變器狀態

●逆變器基本參數顯示。

●日、月、年發電量及發電收益顯示。

●通過曲線圖顯示逆變器功率、環境輻照度曲線。

●直流側電壓電流查詢。

●交流電壓、電流、有功功率、頻率、功率因數查詢。

4.4.1.4電站發電統計

●展示所選電站的時、日、月、年發電量統計報表。

4.4.1.5逆變器發電統計

●展示所選逆變器的時、日、月、年發電量統計報表

4.4.1.6配電圖

●實時展示逆變器交、直流側的數據。

●展示當前逆變器接入組件數量。

●展示當前輻照度、溫濕度、風速等環境參數。

●展示逆變器型號及廠商。

4.4.1.7逆變器曲線分析

●展示交、直流側電壓、功率、輻照度、溫度曲線。

4.4.2事件記錄

●操作日志：用戶登錄情況查詢。

●短信日志：查詢短信推送時間、內容、發送結果、回復等。

●平臺運行日志：查看儀表、網關離線狀況。

●報警信息：將報警分進行分級處理，記錄報警內容，發生時間以及確認狀態。

4.4.3運行環境

●視頻監控：通過安裝在現場的視頻攝像頭，可以實時監視光伏站運行情況。對于有硬件條件的攝像頭，還支持錄像回放以及云臺控制功能。

4.5系統硬件配置

4.5.1交流220V并網

交流220V并網的光伏發電系統多用于居民屋頂光伏發電，裝機功率在8kW左右。

部分小型光伏電站為自發自用，余電不上網模式，這種類型的光伏電站需要安裝防逆流保護裝置，避免往電網輸送電能。光伏電站規模較小，而且比較分散，對于光伏電站的管理者來說，通過云平臺來管理此類光伏電站非常有必要，安科瑞在這類光伏電站提供的解決方案包括以下方面：

4.5.2交流380V并網

根據國家電網Q/GDW1480-2015《分布式電源接入電網技術規定》，8kW~400kW可380V并網，超出400kW的光伏電站視情況也可以采用多點380V并網，以當地電力部門的審批意見為準。這類分布式光伏多為工商業企業屋頂光伏，自發自用，余電上網。分布式光伏接入配電網前，應明確計量點，計量點設置除應考慮產權分界點外，還應考慮分布式電源出口與用戶自用電線路處。每個計量點均應裝設雙向電能計量裝置，其設備配置和技術要求符合DL/T448的相關規定，以及相關標準、規程要求。電能表采用智能電能表，技術性能應滿足國家電網公司關于智能電能表的相關標準。用于結算和考核的分布式電源計量裝置，應安裝采集設備，接入用電信息采集系統，實現用電信息的遠程自動采集。

光伏陣列接入組串式光伏逆變器，或者通過匯流箱接入逆變器，然后接入企業380V電網，實現自發自用，余電上網。在380V并網點前需要安裝計量電表用于計量光伏發電量，同時在企業電網和公共電網連接處也需要安裝雙向計量電表，用于計量企業上網電量，數據均應上傳供電部門用電信息采集系統，用于光伏發電補貼和上網電量結算。

部分光伏電站并網點需要監測并網點電能質量，包括電源頻率、電源電壓的大小、電壓不平衡、電壓驟升/驟降/中斷、快速電壓變化、諧波/間諧波THD、閃變等，需要安裝單獨的電能質量監測裝置。部分光伏電站為自發自用，余電不上網模式，這種類型的光伏電站需要安裝防逆流保護裝置，避免往電網輸送電能，系統圖如下。

這種并網模式單體光伏電站規模適中，可通過云平臺采用光伏發電數據和儲能系統運行數據，安科瑞在這類光伏電站提供的解決方案包括以下方面：

5.5.310kV或35kV并網

根據《國家能源局關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項通知》（國發新能〔2019〕49號），對于需要國家補貼的新建工商業分布式光伏發電項目，需要滿足單點并網裝機容量小于6兆瓦且為非戶用的要求，支持在符合電網運行**技術要求的前提下，通過內部多點接入配電系統。

此類分布式光伏裝機容量一般比較大，需要通過升壓變壓器升壓后接入電網。由于裝機容量較大，可能對公共電網造成比較大的干擾，因此供電部門對于此規模的分布式光伏電站穩控系統、電能質量以及和調度的通信要求都比較高。

光伏電站并網點需要監測并網點電能質量，包括電源頻率、電源電壓的大小、電壓不平衡、電壓驟升/驟降/中斷、快速電壓變化、諧波/間諧波THD、閃變等，需要安裝單獨的電能質量監測裝置。

上圖為一個1MW分布式光伏電站的示意圖，光伏陣列接入光伏匯流箱，經過直流柜匯流后接入集中式逆變器(直流柜根據情況可不設置)，*后經過升壓變壓器升壓至10kV或35kV后并入中壓電網。由于光伏電站裝機容量比較大，涉及到的保護和測控設備比較多，主要如下表：

5結語

隨著光伏發電系統不斷擴建，直流電弧光保護也應受到越來越多的重視。2022年中國核工業集團有限公司針對“光伏發電系統中電弧光保護研究”這一“疑、難、險、重”的課題向全社會進行發榜征集解決方案，本文分別就目前直流弧光保護中對電弧光“識不全”、“識不準”、“速度慢”、“分斷難”的痛點和難點問題進行分析，提出以加裝對特定紫外光波段敏感的弧光探頭為基礎，對中低頻段的電流量進行特征量分解，綜合提升提高弧光電流的識別能力，使用智能控制單元及快熔、非線性電阻等快速熄弧方式，解決拉弧期間速度慢、分斷難等問題，采用多個判據綜合判別的方法，給直流電弧的檢測和處理提供了一種針對性的解決方向。對于設備管理和施工工藝方面，加強設備管理和巡檢手段，提高施工質量，減少人為因素導致發生直流電弧缺陷，提高設備可靠性。此外由于大型集中式光伏電站一般位于荒漠或無人區內，常年處于無人值守狀態，弧光保護的信號傳輸以及事故信號的上報也需要研究解決，考慮成本與信號穩定傳輸問題，采用光纜傳輸或衛星傳輸需要進一步綜合考慮分析。

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