有源配電網被動式防孤島保護配置研究

姜 淼 嚴 偉 徐光福 華秀娟 黃 濤

有源配電網被動式防孤島保護配置研究

姜 淼 嚴 偉 徐光福 華秀娟 黃 濤

（南京南瑞繼保電氣有限公司, 南京 211102）

大量分布式電源接入配電網需要配置防孤島保護，防孤島保護的死區、與其他二次功能的配合整定等問題亟待分析與研究。本文根據孤島后的頻率和電壓偏移評估公式得出，防孤島保護的頻率死區與無功缺額、負荷品質因數強相關，電壓死區與有功缺額強相關，需要在缺額最小和負荷品質因數最大的情況下評估死區。故障引發的孤島運行，在相間短路、斷線等嚴重故障情況下可能導致防孤島保護誤動作，防孤島保護時間需要躲過故障持續時間。此外，防孤島保護時間應小于上級變壓器間隙保護、逆功率保護、非不檢方式重合閘和備自投、就地型饋線自動化的定值時間，大于故障穿越定值時間。根據本文得出的配置方案，在防孤島保護時間按照2.0s配置的情況下進行定值整定分析，結果表明若光伏滲透率高會導致上級變壓器間隙保護誤動作，建議此種情況下上級線路末端增加保護和斷路器。

有源配電網；分布式電源；光伏；防孤島保護；故障穿越

0 引言

隨著清潔能源的快速發展，以光伏（photovoltaic, PV）為代表的逆變型分布式能源大量滲透進配電網，傳統配電網向有源配電網轉變。大量分布式PV接入后，在失去外電源時易引發孤島運行的情況，這在現場運行中屢見不鮮。

引發孤島運行的原因各異，孤島運行后島內可能出現電能質量惡化[1-2]，需要配置動作快速可靠、與已有二次設備配置方案配合友好的防孤島保護。根據標準GB/T 37408—2019《光伏發電并網逆變器技術要求》，按照PV接入電網電壓等級可以分為從35kV及10kV接入公共電網的A類逆變器、從380V及通過10（6）kV電壓等級接入用戶側的B類逆變器[3-4]。A類逆變器可不具備防孤島保護的能力，B類逆變器應具備快速檢測孤島且立即斷開與電網連接的能力，防孤島保護動作時間不大于2s。由此可見，防孤島保護對逆變器并網十分重要。但是，目前缺乏對防孤島保護死區的影響與評估、故障發生到隔離前時間段對防孤島保護的影響、防孤島保護與其他二次設備配合關系的分析與研究，這阻礙了清潔能源的進一步發展。

本文首先給出孤島產生的原因和危害，分析防孤島保護死區的影響因素和評估方法，總結典型故障對防孤島保護的影響，分析防孤島保護與現有保護、安全自動化設備等之間的配合關系，結合防孤島保護典型時間定值給出時間定值的配合與改進方案。最后，總結現有防孤島保護技術與配置及未來研究方向。

1 孤島產生原因及所引發問題

典型有源配電網結構如圖1所示，根據10kV接地變接地方式不同，分為小電流接地系統（low current grounding system, LCGS）與大電流接地系統（high current grounding system, HCGS）。

孤島運行根據產生原因分為計劃型孤島和非計劃型孤島：計劃型孤島主要是檢修期間分開開關CB4后，用戶希望10kV母線不要帶電，因此用戶希望開關CB4分開后，PV能自動跳開不要孤島運行；非計劃型孤島一般是由于發生故障引發跳閘導致與外部系統失去連接，可能的故障包括單相接地、相間短路、三相短路、斷線等，故障發生位置可能是本線路、相鄰線路等。

孤島運行時，孤島內部與外界失去聯系，孤島內的電氣量與系統解耦而失去控制，這可能帶來潮流倒送、危害孤島上游檢修人員人身安全、孤島內電能質量惡化、孤島向外部故障點持續輸出故障電流導致熄弧失敗、繼電保護及配電自動化設備靈敏性下降甚至失效、配電網運行方式復雜化等嚴重問題。

2 防孤島保護原理及與其他保護配合

由前文分析可見，孤島運行會給運維檢修、用電安全等帶來一系列問題，有必要部署可靠的防孤島保護方案。目前，防孤島保護主要有被動式、主動式、遠程式三種，其中被動式由于原理簡單、成本經濟已被廣泛應用于現場，是防孤島保護的主流方法，本文針對被動式檢測方法展開討論。

如圖1所示，防孤島保護可以作為獨立配置的保護裝置采集公共連接點（point of common coupling, PCC）電壓，并在發生孤島時跳閘，常規判據為線、相過/低電壓、過/低頻；也可以集成在PV逆變器中，采集交流側電壓，除了常規判據外一般還判負序過電壓，在滿足條件時封脈沖再跳接觸器，簡稱為跳機。由于存在負序抑制控制，PV逆變器基頻主要輸出正序分量。

2.1 檢測原理

當發生孤島時，孤島內頻率、相位、電壓、諧波等可能會發生突變，被動式防孤島保護就是根據檢測到的電氣量變化來判斷孤島。常見的判據包括過/低電壓、過/低頻等。

被動式防孤島保護的弊端是可能存在檢測死區，即在發生孤島時若負荷與逆變器功率平衡，則孤島內的頻率、電壓、相位等會保持一定時間的穩定狀態，導致拒動。被動式防孤島保護死區與負荷品質因數相關[5-8]，在頻率波動不劇烈、孤島后逆變器輸出功率不變的前提下，可以利用式（1）、式（2）來估計被動式防孤島保護是否失效。

式中：PCC0為孤島前PCC電壓；max為過電壓保護閾值；D和D分別為PCC斷開后有功缺額和無功缺額，可以認為是孤島前PCC傳輸的有功功率和無功功率；inv0為孤島前PV輸出有功功率；min為低電壓保護閾值；0為孤島前PCC頻率；min為低頻保護閾值；max為過頻保護閾值；、、分別為負荷的阻性、感性、容性分量；為負荷的品質因數，負荷阻抗采用并聯模型(j)=//j//(1/j)。

由式（1）、式（2）可見，孤島內的電壓變化與D強相關，頻率變化與D強相關，這與傳統電網中有功-頻率、無功-電壓的對應關系相悖，其主要原因是：

1）電壓變化與D。在逆變器輸出有功功率不變的前提下，孤島后由于逆變器外部負荷阻性部分突變，且逆變器輸出有功功率與PCC電壓平方成正比、與負荷電阻成反比，導致D與PCC電壓強相關。

2）頻率變化與D。為了運行于額定功率因數，孤島內逆變器需要運行于負荷的諧振頻率點（負荷阻抗采用并聯模型(j)），即只有頻率偏差達到指定值才能實現逆變器與負荷的功率因數匹配，且頻率偏差大小與相關；對于式（1）、式（2）中品質因數的取值，IEEE專家組認為實際配電網負荷的品質因數不會大于2.5，IEEE Std.929—2000將孤島保護試驗電路的負荷品質因數設置為2.5，而IEC 62116—2008和Q/GDW 618—2011對孤島保護試驗電路的負荷品質因數要求都為1。

由此可見，在評估防孤島保護死區時，應考慮發生孤島后無功缺額和品質因數對頻率死區的影響、有功缺額對電壓死區的影響。考慮到負荷和PV的波動，應校驗最不利情況下（有功、無功缺額最小、值最大）的防孤島保護死區。

2.2 防孤島保護與故障持續時間的配合

故障發生位置、類型不同，對防孤島保護的影響也不同，一般的孤島發生過程如圖2所示。

圖2 孤島發生過程

可見，很多故障在發生到被隔離時間內有可能啟動防孤島保護。根據圖1中不同位置發生的多種故障情況[9]，各種故障隔離前防孤島保護情況見表1。

表1 各種故障隔離前防孤島保護情況

可見，在本線路嚴重故障（兩相、三相短路、斷線等）情況下，PV會在短時間內脫網；在其他線路、PV內部嚴重故障情況下，PV可能誤脫網；在LCGS發生單相接地故障情況下，PV不脫網。被動式防孤島保護的時間定值要躲過本線路、其他線路和PV內部嚴重故障的持續時間，否則可能會導致PV誤脫網。

2.3 防孤島保護與其他二次功能的配合

有源配電網中配置防孤島保護后，需要考慮與現有線路保護、變壓器保護、重合閘、備自投等二次設備的配合關系，總體原則是配置防孤島保護不能影響現有保護的動作邏輯。一般認為逆變器的電流內環控制慣性較小，即故障后逆變器快速進入穩態過程，暫態過程只有幾毫秒[10]。

1）與線路和元件保護的配合

根據圖1中不同位置發生的多種故障情況，PV對保護和故障電流的影響見表2。

表2 各種故障情況下PV對保護和故障電流的影響

可見，故障期間PV可能引發外汲、助增、反向故障電流等問題，需要校驗保護配置和定值整定。對于常見的饋線三段過電流保護：過電流Ⅰ、Ⅱ段一般根據最小運行方式下短路電流整定，PV提供的故障電流有限，不會產生本質影響；過電流Ⅲ段可能根據最大運行方式下負荷電流和可靠系數來整定，這樣有可能受到PV影響，但是考慮到過電流Ⅲ段一般為后備保護，延時較大，助增一般不會引發越級動作，外汲在Ⅰ、Ⅱ段失效情況下可能導致拒動但概率不高。故防孤島保護與過電流保護不需要特別配合。

在弱電網系統中[11]，如果線路差動保護負荷側存在高比例PV，引發相間短路后存在兩端故障電流相位差變大而影響差動保護靈敏性甚至導致保護拒動的問題。考慮到光纖差動保護為主保護，動作出口時間基本在30ms以內，PV的低電壓穿越時間一般超過該時間，所以無法單純靠防孤島保護來解決該問題。

對于線路首端加裝逆功率保護的情況，發生孤島后可能出現孤島內功率倒送給外界負荷的情況，此時防孤島保護時間應小于逆功率保護動作時間，避免逆功率保護動作擴大失電范圍。

對于小電流接地系統，由于單相接地是主要的故障類型，會配置基于暫態量、零序電流、諧波等原理的接地選線裝置。對于現場應用最為廣泛的暫態量原理來說，由于逆變型分布式電源對暫態過程的作用接近大容量負荷[12-14]，PV不會影響基于暫態量原理的接地選線裝置。

對于PV可能導致變壓器Y側中性點過電壓的問題，一般在滲透率較高的配電網中較為嚴重，防孤島保護時間應小于變壓器間隙保護動作時間。

2）與安全自動化設備的配合

PV會導致重合閘、備自投的檢無壓合閘失敗，如果改成檢有壓或檢同期都有可能不成功，此時防孤島保護時間應小于重合閘、備自投判合閘等待時間；若重合閘、備自投方式為不檢則可以成功合閘，此時防孤島保護時間可以大于重合閘、備自投判合閘等待時間，以減少新能源脫網。重合閘、備自投重合后存在PV重新并網的問題，在不考慮電動機負荷反送電的情況下，由于逆變器提供的電流有限，所以產生的合閘沖擊電流不大；重新并網后PCC電壓會被電網鉗制，PV逆變器的鎖相環（phase locked loop, PLL）會跟蹤系統相位實現同步。

就地型饋線自動化（feeder automation, FA）遵循“無壓分閘、有壓合閘”的原則，PV可能導致電壓判別失敗，故防孤島保護時間應小于就地型FA電壓判別等待時間。

集中型FA本質是主站通過故障電流方向來隔離和恢復故障，不考慮PV情況下判定流過故障電流開關和沒有流過故障電流開關之間發生故障，PV提供的故障電流可能導致故障下游開關流過反向故障電流，進而導致判別錯誤。但是，由于PV輸出故障電流有限，這種誤判可能性不高。

3）PCC與逆變器自帶防孤島保護之間的配合

PCC如果配置防孤島保護裝置，與逆變器自帶的防孤島保護需要考慮配合。一般的配合方法有通過分段定值配合、停用逆變器防孤島保護、不進行保護配合三種[15-16]，這里推薦不進行保護配合。實際現場中，大部分PCC防孤島保護裝置與逆變器防孤島保護并未采取配合措施。可以不進行保護配合的原因在于當孤島形成時，首先斷開逆變器還是首先斷開PCC開關實際并不重要，因為這兩種情況都不影響其他防孤島保護判斷孤島狀態：如果PCC開關先斷開則形成孤島，逆變器防孤島保護動作繼而將各逆變器切除；如果逆變器先跳機，則PCC失壓，PCC防孤島保護裝置低電壓保護動作。

4）與低/高電壓穿越的配合

根據標準GB/T 37408—2019《光伏發電并網逆變器技術要求》，A類逆變器需配置低/高電壓穿越功能（下文簡稱故障穿越）。逆變器的故障穿越能夠在電網故障時，保持在系統低/高電壓期間可靠聯網運行而不脫網[17-20]（一般為故障重合閘時間），輸出無功功率為電網電壓穩定性提供支撐。由于故障穿越與孤島運行的電氣量很難區分（故障穿越也可能存在頻率變化），所以逆變器一般只投入故障穿越或者防孤島保護其中一種。

在逆變器投入故障穿越且PCC配置防孤島保護時，防孤島保護時間應長于故障穿越時間，否則防孤島保護跳閘后無法輸出無功功率導致故障穿越失效。在重合閘的動作過程中，故障穿越需要超過第一次保護跳閘時間，在跳閘后進入合閘等待時間內系統形成孤島，此時不要求故障穿越必須能夠穿越孤島內惡化的頻率和電壓環境，如果穿越成功且在合閘后再次發生故障，故障穿越有可能穿越第二次故障。考慮到110kV及以下現場重合閘和備自投多整定為檢無壓，此時重合閘和備自投的時間定值應大于防孤島保護動作時間。值得注意的是，故障穿越只有在故障隔離前才有意義，孤島情況下注入無功功率類似于無功擾動式防孤島保護，只會增加頻率偏差，不過這也間接提高了防孤島保護的靈敏性。

3 防孤島保護定值整定

根據前文的分析，防孤島保護的配合關系見表3。

表3 防孤島保護的配合關系

防孤島保護的保護定值需要參考表3，根據現場實際保護配置來進行整定。表4總結了相關標準中被動式防孤島保護推薦定值。

表4 被動式防孤島保護推薦定值

（續表4）

注：為額定功率，為系統頻率，n為額定頻率，為最大檢測時間，為系統電壓，n為額定電壓，cycles為n的周期，為負荷品質因數。

以表4中總結的最長動作時間2.0s為例，依據表3中的配合關系，與上級變壓器間隙保護存在配合問題：變壓器間隙保護的主要作用是防止雷擊、單相接地、孤島后高滲透率PV供電等導致的中性點過電壓，只有高滲透率PV接入（滲透率達到1.0以上）才有可能導致間隙擊穿乃至達到間隙保護定值，在此情況下才有必要考慮與防孤島保護的時間配合。若在此情況下間隙保護必須投入，可以考慮上級線路末端（圖1中CB4與變壓器T1之間）增加保護和斷路器跳開接地故障（圖1中F5），避免發生過電壓。

4 結論

有源配電網發生非計劃孤島時除了小電流接地系統單相接地外，其他嚴重故障都有可能導致防孤島保護動作或者誤動作，防孤島保護時間定值需要考慮故障持續時間。應用最為廣泛的被動式防孤島保護存在檢測死區，其中頻率死區與無功缺額、負荷品質因數強相關，電壓死區與有功缺額強相關，實際應用中應檢驗有功、無功缺額最小、品質因數最大情況下的動作死區。防孤島保護需要與保護、安全自動化設備等進行配合，減小分布式電源對變壓器中性點過電壓、非不檢方式重合閘和備自投、FA故障自愈等的影響，此外需要考慮與故障穿越的配合。防孤島保護與上級變壓器間隙保護可能存在時間配合問題，建議校核高滲透率下PV產生的間隙擊穿電流或者給上一級線路末端增加保護和斷 路器。

針對現有防孤島保護存在的問題，以下問題值得進一步研究：自適應被動式防孤島保護方法，實現能夠根據孤島前PCC功率缺額進行動態定值整定，減小保護死區；逆變器側故障穿越與防孤島保護的共存機制，考慮外電網最長故障隔離時間下退出故障穿越并投入防孤島保護，實現故障穿越與防孤島保護的就地一體化配置。

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Research on the configuration of passive anti-islanding protection in active distribution network

JIANG Miao YAN Wei XU Guangfu HUA Xiujuan HUANG Tao

(NR Electric Co., Ltd, Nanjing 211102)

With a large number of distributed generations injecting into the distribution network, anti-islanding protection should be installed, whose dead zone and coordination with other secondary functions needs to be further analyzed and studied. According to the evaluation formula of frequency and voltage deviation after islanding, the frequency dead zone of anti-islanding protection is strongly related to reactive power shortage and load quality factor, and the voltage dead zone is strongly related to active power shortage. It is necessary to evaluate the dead zone under the condition of minimum shortage and maximum load quality factor. The islanding operation caused by fault may lead to malfunction of anti-islanding protection in case of serious faults such as interphase short circuit and breakage. The anti-islanding protection time needs to avoid the fault duration. In addition, the anti-islanding protection time shall be less than the setting time of the upper transformer gap protection, reverse power protection, non-inspection mode reclose and standby automatic switching, local feeder automation, and greater than the fault crossing setting time. According to the configuration scheme given by this article, the setting analysis of the anti-islanding protection time is carried out according to the 2.0s configuration. If there exists photovoltaic with high permeability, it will lead to the malfunction of the upper transformer gap protection, and it is recommended to add protection and circuit breaker at the end of the upper line in this case.

active distribution network; distributed generation; photovoltaic (PV); anti-islanding protection; fault ride-through

2023-05-08

2023-08-10

姜 淼（1989—），男，碩士，工程師，主要研究方向為新能源接入電網、繼電保護、儲能運行與控制。

國網經研院科技項目（5400-202256273A-2-0-XG）