光伏发电系统按容量的大小可分为小型、中型和大型发电系统
小型的户用型系统一般安装在居民家庭的自有屋顶，容量一般为3kW-10kW不等，由光伏组件、组串式逆变器、交直流电缆和并网配电箱等组成，其系统结构较为简单。
而中大型的光伏电站结构则复杂的多，通常由光伏组件、直流汇流箱、集中逆变器、箱式变压器、高压开关柜、主变压器、交直流电缆、外送高压线路等组成，容量一般为MW级别。
不同类型的发电系统由于其设备组成、布置方式和设备数量上存在区别，那么系统效率(或称为PR)也会存在一定的差异。
大型电站的系统效率平均为80%左右(由于电站质量的不同，据相关文献记载，首年系统效率范围从75%-84%不等)，损耗主要由光伏方阵的吸收损耗、低压和高压线缆损耗、逆变器及变压器设备损耗等组成，而户用光伏发电系统由于设备较少、线缆长度较短，在无阴影遮挡损失的情况下，系统效率可比同地区地面电站高4-10%。
中国规定将水电站分为五等，其中：
装机容量大于75万kW为一等〔大(1)型水电站〕，75万～25万kW为二等〔大(2)型水电站〕，25万～2.5万kW为三等〔中型水电站〕，2.5万～0.05万kw为四等〔小(1)型水电站〕，小于0.05万kW为五等〔小(2)型水电站〕；但统计上常将1.2万kW以下作为小水电站。
水利部数据表示，目前我国共建成农村水电站4.7万多座，装机容量7300多万千瓦，年发电量2200多亿千瓦时，装机容量和发电量约占全国水电的24%，农村水能资源开发率达57%。
一是小水电机组容量大小不一，台数多，受调峰、来水等因素影响，机组启、停频繁，运行方式变化大；二是小水电出力与并网变电站负荷往往差距大，主要是依托主网运行，由于突然解列对其安全影响不大，在事故时一般是解列停机；三是并入网络中的继电保护及自动装置配置很简单，各联络线主要是简单的电流、电压保护，重合闸一般未配置检定无压及同期装置，小电源侧大多未设置保护，好多还未装设开关。由于大部分并网水电机组的过流动作时间较长，重合闸无法与其相配合，为防止故障跳闸后对小水电机组的非同期重合，在正常运行中需停用各联络开关的自动重合闸，降低了供电的可靠性。若逐级加装保护，须先安装开关，这不现实。为此，需要采取积极有效的保护措施来解决。
1 保护方式的选择
小水电与系统并网的一次典型接线如图1所示，对于变电站Ⅰ通常有两种构成型式：第一种电压等级为110／35／10 kV，接线组别为Y0／Y／Δ-11型；第二种电压等级为220／110／35 kV，接线组别为Y0／Y0／Δ-11型，如图虚框所示。对于开关1 DL的保护配置，以第一种型式的接线为例进行分析。
图1 小水电与系统并网接线图
1．1 典型保护配置方式
保护配置为：方向电流限时速断、方向过电流(或采用三段式距离保护)、同期及无压检定重合闸、低压低频解列。
（1） 限时电流速断
按与本线路对侧母线上的出线电流速断保护相配合，并躲过该母线上所接变压器的另一侧故障进行整定。当按躲过对侧母线上所接变压器的另一侧故障进行整定时，因小水电机组的阻抗相对于被保护的线路及变压器阻抗大若干倍，一般无保护范围。
（2） 过电流
按保护正方向通过的最大负荷电流整定，时限与下一级保护最高时限配合。正方向最大负荷电流应按变电站Ⅱ甩负荷fh后考虑，但当小水电在小方式运行时，往往灵敏度不够。
（3） 距离保护
小水电为弱电源，其短路电流水平较低，使距离保护装置性能处于不稳定区，且投资高，使用较少。
（4） 同期及无压检定重合闸
多数因解列后不易同步而检定同期重合无法成功，因小水电与变电站Ⅱ功率一般很难平衡，最终导致小网瓦解。
（5） 低压低频解列
失去大电源后，因小水电容量较小，在功率缺额较大时，频率及电压下降快，低频继电器不能出口，且它仅是解列装置，不能作为线路保护，也不宜采用。
1．2 电流保护解列方式
保护配置为：开关1 DL方向电流延时动作接跳开关2 DL，在联络线XL1、XL2故障时，动作解列小水电。按与本线路对侧母线上的出线速断(或限时速断)保护相配合，并满足保护正方向通过的最大负荷电流，要求在联络线XL1、XL2故障时有足够的灵敏度。
按各联络线故障有足够灵敏度计算的最大动作电流，在小水电大方式下，往往不能满足正方向通过的最大负荷电流，限制小水电的运行；在变电站Ⅱ突然甩负荷fh的同时，易导致小水电解列。
1．3 电压保护解列方式
保护配置为：开关1 DL方向低电压延时动作接跳开关2 DL，在联络线XL1、XL2故障时，动作解列小水电。当为瞬时故障时，利用线路XL1、XL2靠系统F侧开关的重合闸恢复对用户的供电。电压保护按与下一级保护的Ⅰ段或Ⅱ段相配合，并要求在联络线XL1、XL2故障时有足够的灵敏度。
电压保护解列克服了电流保护解列的缺陷：一是小水电运行方式越小，电压保护灵敏度越高；二是电压保护不存在对小水电发电出力的限制。既能提高对用户供电的可靠性，又能适应小水电的各种运行方式，是一种经济、有效的保护方式。
为防止电压回路断线，应加装电压回路断线闭锁装置(如许继厂的LB-1A型继电器)。在方向元件死区及保护或开关拒动时，为防止非同期重合，在联络线XL1、XL2靠系统F侧开关重合闸装置中，应加装检定无压及同期装置。根据电网实际，可增设方向电流电压联锁Ⅰ段，以快速保护装置保护本线路一部分，以及增设电流闭锁回路，增强保护的可靠性。在低电压与反向各保护装置有配合关系时，可不设或停用方向元件。
2 故障时保护安装处的电压分析
在图2所示的简单电网中，设系统归算至故障点的正序阻抗等于负序阻抗为X，系统归算至故障点的零序阻抗为X0，变压器一侧电压计算点距另一侧故障点正序阻抗为ΔX，计算中的各值均取其标么值的模，则正、负序分量有：
（1）
图2 简单电网示意图
2．1 三相短路
I=1／X， U=ΔX／X （2）
2．2 两相(B、C相)短路
（3）
（1） Y／Y-12型变压器一侧两相短路
计算点的电压矢量图如图3所示，则：
将式(1)、(3)代入上式，得：
由于以上电压是以相电压为基准的标么值，需以线电压为基准进行计算，所以：
（4）
图3 Y／Y-12型变压器一侧BC相短路
（2） Y／Δ-11型变压器Δ侧两相短路
计算点的电压矢量图如图4所示。
（5）
图4 Y／Δ-11型变压器Δ侧BC相短路
（3） Y／Δ-11型变压器Y侧两相短路
计算点的电压矢量图如图5所示。
（6）
图5 Y／Δ-11型变压器Y侧BC相短路
2．3 两相(B、C相)短路接地
（1） Y0／Y-12型Y0侧两相短路接地
计算点的电压矢量图如图6所示。
（7）
图6 Y0／Y-12型变压器Y0侧BC相短路接地
（2） Y0／Δ-11型Y0侧两相短路接地
计算点的电压矢量图如图7所示。
（8）
图7 Y0／Δ-11型Y0侧BC相短路接地
2．4 单相(A相)接地
IA1=IA2=1／（2X＋X0）
UA1=（X＋X0）／（2X＋X0）
UA2=X／（2X＋X0）
（1） Y0／Y-12型Y0侧单相接地
计算点的电压矢量图如图8所示。
（9）
图8 Y0／Y-12型变压器Y0侧A相接地
（2） Y0／Δ-11型Y0侧单相接地
计算点的电压矢量图如图9所示。
（10）
图9 Y0／Δ-11型变压器Y0侧A相接地
3 电压保护解列的整定计算
3．1 动作电压按保护灵敏度整定
（1） 故障为三相短路、两相短路及两相短路接地时
从式(2)、(4)、(7)可得：
式中 Udz．j——低电压继电器动作电压；
Zbh——保护安装处至被保护线路末端阻抗；
Zxtf．max——保护安装处背侧小水电系统最大运行方式下阻抗；
KE——发电机电势与PT一次额定电压的比值，取为1．1；
KK——可靠系数，取为1．3。
由于小水电机组的阻抗较大，若Zxtf．max是Zbh的3倍，则Udz．j=35．75V，按额定电压为100 V的DY系列低压继电器的最小刻度取为40 V，可充分满足整定要求。若定值要求较小，可用静态电压继电器。
（2） 故障为线路XL1单相接地时
从式(9)可知，保护安装处继电器电压大于50 V，故低电压保护解列不可能动作。但当线路XL1靠系统F侧开关单相接地保护动作跳闸后，对变电站Ⅰ：若主变高压侧中性点不接地，其间隙保护以一定延时(一般为0．5 s)切除故障；若主变高压侧中性点接地，其零序保护以一定延时切除故障。因此，在单相接地时用主变间隙保护及零序保护与系统F侧开关重合闸相配合，可弥补低电压保护解列的不足。
3．2 动作电压与对侧母线各出线的配合
以图1所示接线为例，设保护延伸至下级线路的电抗为X，当低电压继电器动作电压为Udz．j时，有如下方程，求得延伸范围X后，即可确定与对侧母线各出线的配合关系。
式中 KZ——为助增系数，等于（XMF．min＋XXL2＋XNf.min）／XMF．min
XNf.min——最小方式下，小水电f归算至母线N的电抗；
XMF．min——最小方式下，系统F归算至母线M的电抗；
XXL2——线路XL2的电抗。
3．3 动作电压与对侧主变第三侧的配合
在图10所示接线中，母线M为低电压保护解列安装处，设母线N所属线路的零序电抗为其正序电抗的n倍，低电压动作电压标么值为Udz，只要求出在各种故障时延伸出母线N的范围X1，就能方便地验算与母线N各出线保护的配合关系。
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