Details

Работа посвящена настройке токовых защит в распределительной сети 10 кВ с солнечной электростанцией. Рассматривается ситуация, когда установленная мощность СЭС составляет 5 МВт, а выдача мощности изменяется вслед за инсоляцией и температурой модулей. Основной инженерный вопрос состоит в том, как сохранить чувствительность МТЗ и токовой отсечки при ограниченном токе сетевых инверторов и при изменении направления перетока мощности. Цель исследования заключается в разработке алгоритма, который автоматически пересчитывает уставки РЗА по текущему состоянию СЭС и проверяет полученное значение по коэффициенту чувствительности. В расчетной модели используются параметры задания: два инверторных блока по 2500 кВт, трансформатор 0,63/10,5 кВ мощностью 5000 кВА, мощность короткого замыкания внешней сети 150 МВА и диапазон инсоляции 200-1000 Вт/м² для основных аварийных опытов. Новизна работы состоит в том, что уставка рассматривается как переменная расчетная величина, зависящая от доступной мощности фотоэлектрического массива, допустимого аварийного тока инвертора и минимального тока короткого замыкания в контролируемой зоне. Дополнительное подтверждение аварии выполняется по снижению напряжения в точке присоединения, что позволяет не смешивать повреждение с нормальным изменением солнечной генерации.

This thesis addresses the configuration of overcurrent protection in a 10 kV distribution network integrated with a solar power plant (SPP). The study considers a scenario where the installed capacity of the SPP is 5 MW, and its power output varies according to insolation and module temperature. The primary engineering challenge is to maintain the sensitivity of both time-delay and instantaneous overcurrent protection given the limited fault current of grid-tied inverters and bidirectional power flows. The objective of this research is to develop an algorithm that automatically recalculates relay protection settings based on the current state of the SPP and verifies these values using the sensitivity coefficient. The simulation model incorporates the specified design parameters: two 2500 kW inverter units, a 5000 kVA transformer (0.63/10.5 kV), an external grid short-circuit capacity of 150 MVA, and an insolation range of 200–1000 W/m² for the main fault simulation cases. The novelty of this work lies in treating the protection setting as a dynamically calculated variable that depends on the available capacity of the photovoltaic array, the permissible inverter fault current, and the minimum short-circuit current within the protected zone. Fault detection is further verified by a voltage drop at the point of common coupling, preventing the protection system from misidentifying normal solar generation fluctuations as electrical faults.