摘要：光伏发电系统作为可再生能源发电的重要组成部分，将在很长一段时间内蓬勃发展，由此需要重视光伏发电系统的**问题。直流电弧作为光伏发电系统中严重危害人身和设备**的故障隐患应充分予以重视并采取手段加以消除。目前工程上所应用的断路器保护方式无法快速对直流电弧故障进行处理。根据当前直流电弧检测和处理的痛点难点，针对直流电弧光故障类型进行逐一分析，以提高设备的可靠性为前提，提出一种弧光保护的解决思路，通过检测电弧光产生期间特定的物理量及电气量进行综合判别，提升电弧光保护动作的灵敏性和可靠性。
关键词：光伏系统；直流电弧；电弧光保护
1概述及现状
自2021年10月以来，国家推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设光伏发电基地，加快智能光伏产业**升级和特色应用，推进光伏发电多元布局，计划到2030年，风电、太阳能总装机容量达到12亿千瓦以上。随着光伏发电产业飞速发展，农村新型分布式光伏发电也得到了快速发展，但对于电弧光的危害未能得到足够的重视。光伏发电厂站（集中式光伏系统）和家庭分布式光伏发电系统中电弧光故障时有发生，尤其是直流逆变部分，直流电弧光故障比交流电弧光更难熄灭，也更为严重，电弧光发生时产生的高温会灼伤人员皮肤，强光刺伤眼睛，电击损害神经、肌肉，爆破压力会造成.人员的伤害及设备碎片飞射，巨大的爆破音将对人员耳膜和内脏震动造成损伤，毒气危害人员的呼吸系统，对于人员的伤害和设备的毁坏都难以估量。因此，需充分重视电弧光的危害。
对于集中式光伏发电站，配备的保护较为，包括对于母线和逆变器的保护，但是对于家庭分布式的光伏保护，一般只配备漏电保护。二者都缺少对电弧光的检测和故障切除功能，尤其是从太阳能板到逆变器的直流回路中所发生的电弧光，无法快速、正确、切断故障回路，给设备的运行造成威胁。
图1典型光伏电气主接线图
图1为典型光伏系统主接线图，保护配置常见于低压交流断路器AC上，且保护一般配置为断路器的过流保护，定值按输出额定电流1.2倍整定。逆变器常规保护主要包括过流保护、过压保护、欠压保护、过热保护以及输出交流侧的短路保护和防孤岛保护。依据不同工程的不同配置，光伏组件输出直接进入汇流箱或经直流断路器CB进入汇流箱。交流断路器AC前端逆变器至光伏PV组件无电气保护。若发生在逆变器前端出现虚接或非持续性短路引起弧光短路故障，无法及时对故障进行切除，只能在故障扩大引起大电流短路时跳开分支进线断路器或逆变器关断停机，这将对主设备造成严重的破坏。
2痛难点分析
目前的集中式光伏发电和家庭分布式光伏发电中对电弧光的检测难点和保护难点，体现于以下几个方面：
2.1识不准
《NB/T42076-2016弧光保护装置选用导则》中虽针对的是交流弧光检测，但对直流拉弧也有一定的借鉴依据，导则中对电弧光检测采用电弧光物理量（非电量）测量和电量测量等多种判据方式。对于电弧光物理量检测，国内外众多电弧光保护产品厂商均已采用光线传感器对电弧光进行检测，如ABB、VAMP、RIZNER及MOELLER等知名厂商，但是，电弧光检测很容易受到环境光的干扰，可靠性不高。对于电量测量方法通常使用功率变化限值法和高频特性方法。功率变化限值法：通过采集一段时间的输入、输出的电性能(如电流、电压)波形变化引起的功率和电弧功率变化，与设定的限值进行比较，从而判断是否有直流故障电弧产生。高频特性方法：当发生直流故障电弧时，通常会有高频信号产生，高频特性方法通过采集一段时间电流中交流分量的高频能量并进行累计计算后，与设定的限值进行比较，由于此种方法对检测装置精度的要求较高，并且由于光伏阵列电流和电压受辐射照度和温度变化的影响，会造成电流、电压波形变化不规律的情况，因此，通过电性能参数波形变化判定直流故障电弧的方法同样存在局限性，容易误报误断，保护动作正确率不高，增加了运维成本，减少发电量。
2.2识不全
根据故障点不同，拉弧的状态也存在不同，一般分为串联拉弧、并联拉弧和对地拉弧。
串联拉弧故障常见于串联连接的导体松动、脱落引起，其难点在于中大型的逆变器场景中，对串联拉弧的识别，当逆变器容量越大，线缆越长，大电流组件中所能分析判断的电弧信号就会越微弱，信号提取越困难。并联拉弧故障常见于正负出现绝缘失效或正负线缆松脱搭接出现短路引起。当出现并联拉弧时，所有光伏PV组件经电弧形成环流，直流侧近似短路状态，逆变器将出现巨大逆流。对地拉弧一般为正负中某一对地绝缘失效，引起对地弧光短路。常见对地拉弧检测手段可通过对地绝缘监察装置执行，为比较成熟产品，可保证监测可靠性。
目前大多工程应用的拉弧检测均为串联拉弧检测，由于不同的天气、环境温度等等，光伏组件的电气值不同，如早上和中午温差较大，电压变化较大，而多云状态下的电流变化也，因此无法对并联拉弧进行较为清晰的识别
2.3速度慢、分断难
目前电弧光保护一般采用变压器后备过流、馈线复压元件闭锁过流保护、环流原理的高阻抗母线保护方案等，从弧光发生到切断一般从80ms到2s之间，易造成故障扩大和设备损坏，电弧光故障的危害程度取决于电弧光电流的大小及切除时间长短，参考国外的研究成果，电弧光产生的能量与切除时间呈指数规律快速上升，如图2所示
图2电弧光能量随时间变化图 图3电流信号能量比
若故障切除时间大于100ms，将会对设备造成不同程度的损害。因此提高故障切除速度，尤其是弧光检测速度，将提升保护速动性。当出现并联拉弧故障时，当故障点出现于逆变器前端，且逆变器启动前发生并联拉弧，则逆变器无法进行启动和保护，另外由于无断路器对该回路进行分断，因此无法可靠断开拉弧所在回路，逆变器无法检测到故障点，将易引起故障扩大。且出现并联拉弧短路故障时，一般电流较大，弧光能量无法快速转移，会持续导致温度上升，甚至烧毁PV组件。
3解决方案和构
首先，应当重视设备管理理念，加强设备巡检，优化预防性检查维护频度，电气回路安装减少针式端子使用，在设备交汇连接处，增加O型接线端子使用比例，提高电气设备回路的可靠性，减少因为端子或回路松动引起拉弧情况，是减少弧光短路发生次数必不可少的重要一环。
其次，针对于以上提出的3个痛点难点，提出解决方案，可根据弧光特征进行综合研判。
3.1针对“识不准”的解决方案
对于电弧光物理量的检测，由于弧光检测探头受可见光影响较大，无法准确判断弧光产生的时机，根据不同导体在高压下近距离产生的电弧光光谱图，同种金属和不同种金属导体在高压下近距离产生的电弧光强度主要集中在300~380nm的近紫外波段，其在可见光及红外光波段几乎没有光强度激发出来，高压近距离下激发出的电弧光中有两个明显的波峰，即335nm和365nm，且从相对强度来看，近90%的强度集中在紫外光波段。由此可使用对紫外光敏感的弧光传感器对电弧光进行物理量测量，以保证测量精度。对于电弧光传感器位置的加装，电弧光探头测量角度在120°以上，可接受信号范围广，考虑安装于汇流箱、PV组件接口板等比较容易发生端子松脱位置。
对于电流测量方法，由于电流数据中存在干扰噪声，影响电弧信号的特征量判断，可使用分流器和霍尔元件，迅速捕捉轻微的电弧信号。由于发生直流电弧故障时的电流是一种非平稳的随机信号，傅里叶变换对于非平稳信号局部特征提取具有较大的局限性，根据文献发生电弧故障时，100kHz以下特征量较为明显，如图3所示，因此针对电流中低频段（<100kHz）部分进行小波变换，与正常工作情况下的采样数据进行频域特性对比，通过正常工作情况下的中低频段的电流经过小波变换后所分解的小波系数和发生直流电弧故障时的小波系数对比分析，得到时、频域内的特征量，将此特征量作为判断直流电弧发生与否的判断依据。
综合对弧光物理量的检测和电流特征量的检测，可提高对于直流电弧识别的准确率。
3.2针对“识不全”的解决方案
多数并联拉弧故障回路不经过逆变器，且拉弧能量大，受光伏PV组件影响，直流电弧将输出直流高电压，可以产生初始的强电场，且受阳光的持续照射影响，回路中的电弧不断吸收能量，因此可维持稳定的长时间的燃烧。通过在PV组件和逆变器中间加装控制单元，以高频率采样速率对电流、电压进行采样；在并联电弧发生时，汇流箱电压降低甚至降为0，会出现失电，因此装置须增加内置的储能电源，能够维持拉弧故障下的脱扣能量和通讯。如图4，当直流并联拉弧故障发生后，控制单元基于快速对电弧特征量的识别，判断完成后断开汇流箱输出侧的直流开关，并将信号传递给逆变器中的控制单元，由逆变器中的控制单元根据故障信息，控制逆变器停机，并断开逆变器中的直流开关和交流开关和方阵内其他汇流箱的开关。
图4并联拉弧检测原理图
3.3针对“速度慢、分断难”的解决方案
对于串联拉弧故障，考虑其故障形式，拉弧电流一般较小，可通过关断逆变器，断开直流开关即可分断。对于并联拉弧故障，根据投入资金情况，适当增加其断开点，可采用增加快速熔断器、带灭弧格栅的直流断路器以及采用氧化锌或碳化硅非线性灭磁电阻来转移拉弧能量，快速分断拉弧。
对于家庭屋顶分布式光伏，发电量基本为家庭自用，发电量较小，若加装弧光保护装置对弧光保护进行检查及分断，经济型较差，且一般家庭不愿支付该笔费用。可考虑使用弧光探头对电弧光进行监测和故障分断。另外考虑弧光探头存在一定的准确性问题，可加装多个弧光探头，采用三取二逻辑进行判断，增加电弧光识别的准确性和可靠性，在**的基础上满足经济性要求。
对于集中式光伏电厂，由于面积较大，设备数量较广，且对可靠性要求更高，适宜采用电气量判断和弧光物理量判断双重判据方式进行。弧光保护使用电流判据和电弧光判据作为依据，当保护主机或辅助单元检测到电流变大，且弧光传感器接收到电弧光信号时，保护出口跳闸，若只检测到其中任一一个信号，输出报警信号。另外，考虑发生弧光短路时电流瞬时变大，弧光探头检测元器件存在一定误差，本文建议可根据电流增量进行两段式逻辑判断，一段为电流与弧光采用与/或逻辑，另外一段为高定值纯电流判据，保证保护可靠性的同时提升保护灵敏性。具体逻辑图如图5所示。
图5保护逻辑图
4、安科瑞分布式光伏运维云平台介绍
4.1概述
AcrelCloud-1200分布式光伏运维云平台通过监测光伏站点的逆变器设备，气象设备以及摄像头设备、帮助用户管理分散在各地的光伏站点。主要功能包括：站点监测，逆变器监测，发电统计，逆变器一次图，操作日志，告警信息，环境监测，设备档案，运维管理，角色管理。用户可通过WEB端以及APP端访问平台，及时掌握光伏发电效率和发电收益。
4.2应用场所
目前我国的两种分布式应用场景分别是：广大农村屋顶的户用光伏和工商业企业屋顶光伏，这两类分布式光伏电站今年都发展迅速。
4.3系统结构
在光伏变电站安装逆变器、以及多功能电力计量仪表，通过网关将采集的数据上传至服务器，并将数据进行集中存储管理。用户可以通过PC访问平台，及时获取分布式光伏电站的运行情况以及各逆变器运行状况。平台整体结构如图所示。
4.4系统功能
AcrelCloud-1200分布式光伏运维云平台软件采用B/S架构，任何具备权限的用户都可以通过WEB浏览器根据权限范围监视分布在区域内各建筑的光伏电站的运行状态（如电站地理分布、电站信息、逆变器状态、发电功率曲线、是否并网、当前发电量、总发电量等信息）。
4.4.1光伏发电
4.4.1.1综合看板
●显示所有光伏电站的数量，装机容量，实时发电功率。
●累计日、月、年发电量及发电收益。
●累计社会效益。
●柱状图展示月发电量
4.4.1.2电站状态
●电站状态展示当前光伏电站发电功率，补贴电价，峰值功率等基本参数。
●统计当前光伏电站的日、月、年发电量及发电收益。
●摄像头实时监测现场环境，并且接入辐照度、温湿度、风速等环境参数。
●显示当前光伏电站逆变器接入数量及基本参数。
4.4.1.3逆变器状态
●逆变器基本参数显示。
●日、月、年发电量及发电收益显示。
●通过曲线图显示逆变器功率、环境辐照度曲线。
●直流侧电压电流查询。
●交流电压、电流、有功功率、频率、功率因数查询。
4.4.1.4电站发电统计
●展示所选电站的时、日、月、年发电量统计报表。
4.4.1.5逆变器发电统计
●展示所选逆变器的时、日、月、年发电量统计报表
4.4.1.6配电图
●实时展示逆变器交、直流侧的数据。
●展示当前逆变器接入组件数量。
●展示当前辐照度、温湿度、风速等环境参数。
●展示逆变器型号及厂商。
4.4.1.7逆变器曲线分析
●展示交、直流侧电压、功率、辐照度、温度曲线。
4.4.2事件记录
●操作日志：用户登录情况查询。
●短信日志：查询短信推送时间、内容、发送结果、回复等。
●平台运行日志：查看仪表、网关离线状况。
●报警信息：将报警分进行分级处理，记录报警内容，发生时间以及确认状态。
4.4.3运行环境
●视频监控：通过安装在现场的视频摄像头，可以实时监视光伏站运行情况。对于有硬件条件的摄像头，还支持录像回放以及云台控制功能。
4.5系统硬件配置
4.5.1交流220V并网
交流220V并网的光伏发电系统多用于居民屋顶光伏发电，装机功率在8kW左右。
部分小型光伏电站为自发自用，余电不上网模式，这种类型的光伏电站需要安装防逆流保护装置，避免往电网输送电能。光伏电站规模较小，而且比较分散，对于光伏电站的管理者来说，通过云平台来管理此类光伏电站非常有必要，安科瑞在这类光伏电站提供的解决方案包括以下方面：
4.5.2交流380V并网
根据国家电网Q/GDW1480-2015《分布式电源接入电网技术规定》，8kW~400kW可380V并网，超出400kW的光伏电站视情况也可以采用多点380V并网，以当地电力部门的审批意见为准。这类分布式光伏多为工商业企业屋顶光伏，自发自用，余电上网。分布式光伏接入配电网前，应明确计量点，计量点设置除应考虑产权分界点外，还应考虑分布式电源出口与用户自用电线路处。每个计量点均应装设双向电能计量装置，其设备配置和技术要求符合DL/T448的相关规定，以及相关标准、规程要求。电能表采用智能电能表，技术性能应满足国家电网公司关于智能电能表的相关标准。用于结算和考核的分布式电源计量装置，应安装采集设备，接入用电信息采集系统，实现用电信息的远程自动采集。
光伏阵列接入组串式光伏逆变器，或者通过汇流箱接入逆变器，然后接入企业380V电网，实现自发自用，余电上网。在380V并网点前需要安装计量电表用于计量光伏发电量，同时在企业电网和公共电网连接处也需要安装双向计量电表，用于计量企业上网电量，数据均应上传供电部门用电信息采集系统，用于光伏发电补贴和上网电量结算。
部分光伏电站并网点需要监测并网点电能质量，包括电源频率、电源电压的大小、电压不平衡、电压骤升/骤降/中断、快速电压变化、谐波/间谐波THD、闪变等，需要安装单独的电能质量监测装置。部分光伏电站为自发自用，余电不上网模式，这种类型的光伏电站需要安装防逆流保护装置，避免往电网输送电能，系统图如下。
这种并网模式单体光伏电站规模适中，可通过云平台采用光伏发电数据和储能系统运行数据，安科瑞在这类光伏电站提供的解决方案包括以下方面：
5.5.310kV或35kV并网
根据《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项通知》（国发新能〔2019〕49号），对于需要国家补贴的新建工商业分布式光伏发电项目，需要满足单点并网装机容量小于6兆瓦且为非户用的要求，支持在符合电网运行**技术要求的前提下，通过内部多点接入配电系统。
此类分布式光伏装机容量一般比较大，需要通过升压变压器升压后接入电网。由于装机容量较大，可能对公共电网造成比较大的干扰，因此供电部门对于此规模的分布式光伏电站稳控系统、电能质量以及和调度的通信要求都比较高。
光伏电站并网点需要监测并网点电能质量，包括电源频率、电源电压的大小、电压不平衡、电压骤升/骤降/中断、快速电压变化、谐波/间谐波THD、闪变等，需要安装单独的电能质量监测装置。
上图为一个1MW分布式光伏电站的示意图，光伏阵列接入光伏汇流箱，经过直流柜汇流后接入集中式逆变器(直流柜根据情况可不设置)，*后经过升压变压器升压至10kV或35kV后并入中压电网。由于光伏电站装机容量比较大，涉及到的保护和测控设备比较多，主要如下表：
5结语
随着光伏发电系统不断扩建，直流电弧光保护也应受到越来越多的重视。2022年中国核工业集团有限公司针对“光伏发电系统中电弧光保护研究”这一“疑、难、险、重”的课题向全社会进行发榜征集解决方案，本文分别就目前直流弧光保护中对电弧光“识不全”、“识不准”、“速度慢”、“分断难”的痛点和难点问题进行分析，提出以加装对特定紫外光波段敏感的弧光探头为基础，对中低频段的电流量进行特征量分解，综合提升提高弧光电流的识别能力，使用智能控制单元及快熔、非线性电阻等快速熄弧方式，解决拉弧期间速度慢、分断难等问题，采用多个判据综合判别的方法，给直流电弧的检测和处理提供了一种针对性的解决方向。对于设备管理和施工工艺方面，加强设备管理和巡检手段，提高施工质量，减少人为因素导致发生直流电弧缺陷，提高设备可靠性。此外由于大型集中式光伏电站一般位于荒漠或无人区内，常年处于无人值守状态，弧光保护的信号传输以及事故信号的上报也需要研究解决，考虑成本与信号稳定传输问题，采用光缆传输或卫星传输需要进一步综合考虑分析。
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