分布式发电系统孤岛检测与保护技术探讨探讨

分布式发电系统孤岛检测与保护技术 探讨

分布式发电系统的孤岛检测需平衡“可靠性、时效性与经济性”。实际应用中，需根据DG类型、负荷特性、电网标准综合选型，并通过严格测试验证，确保反孤岛保护的有效性与安全性。

1.   孤岛的定义  

当分布式发电设备（DG，如光伏、风电、微型燃气轮机）所在的局部配电系统与主电网意外断开，且DG仍持续向该局部系统供电时，即形成孤岛。其本质是“脱离主电网调节的孤立电力系统”，核心特征为：无主电网的电压/频率稳定控制，仅依赖DG与本地负荷的功率平衡；系统特性不可预测，若DG输出功率与负荷消耗不匹配，将导致电压、频率剧烈波动。

2.   典型形成场景  

主电网因故障（如线路短路、断路器跳闸）或检修断开，而DG的并网开关未及时跳闸，持续向周边负荷（如工业园区局部负荷、居民小区负荷）供电，形成“自发自用”的孤立系统 。 如 下 图示意：变电站10kV线路断开后，DG1、DG2向负荷区供电，构成孤岛。

3.   孤岛的核心危害  

孤岛运行不仅威胁设备安全，更存在严重的人员与系统风险，具体可分为三类：  

（ 1） 设备损坏风险

主电网断开后，孤岛系统失去电压/频率调节能力：若DG输出功率＞负荷消耗，频率/电压会持续升高，导致用户设备（如电机、变频器）过热烧毁；若功率＜负荷，频率/电压骤降，引发敏感设备（如计算机、医疗设备）死机或永久性损坏。

（ 2 ） 人员安全风险

孤岛系统可能使本应断电的线路带电（如检修线路），维修人员误判线路无电而作业，易引发触电事故；同时，孤岛电压/频率波动可能导致照明、警示装置失效，进一步放大安全隐患。

（ 3 ） 系统并网冲击风险

当主电网恢复供电时，孤岛系统与主电网可能存在电压相位差、频率差，强行并列会产生巨大冲击电流（可达DG额定电流的5~10倍），损坏DG绕组、并网开关等设备，甚至导致主电网再次解列。此外，孤岛还可能干扰周边用户的供电恢复流程，延长停电时间，影响电力系统可靠性。

4.反孤岛保护的核心目标  

反孤岛保护的核心是“快速检测孤岛状态，并立即切断DG与孤岛系统的连接，使整个线路都处于无电状态 ”， 则反孤岛保护方案必 需满足 以下 两大要求： （ 1） 全覆盖性：对所有可能的孤岛场景（如不同功率不平衡、不同负荷类型）均有效 和成功探测。（2） 时效性：检测时间需在标准规定范围内（如IEEE 1547要求孤岛形成后2s内断开） 完成 ，避免危害扩大。

5.反孤岛保护适配特性  

根据DG类型，可将其分为三类，反孤岛保护需适配不同设备特性：

6.   孤岛检测方法分类  

孤岛检测方法按“信号来源”可分为远程检测与本地检测两大类，前者依赖主电网与DG的通信，后者仅通过DG本地的电压、电流信号判断，具体 如下图 所示：

7.   远程孤岛检测技术  

远程检测依赖主电网与DG之间的通信，直接获取电网断开信号，性能与DG类型无关，适用于大容量DG（如同步发电机）。

8.   传输断路器跳闸信号法  

（ 1） 原理 ： 主电网的传输断路器（如变电站10kV出线开关）跳闸时，会向中央算法模块发送“跳闸状态信号”；中央算法根据电网拓扑（如线路连接关系）判断孤岛范围，再向该范围内的DG发送“跳闸指令”，切断DG与负荷的连接 。 如 下 图 示 ：变电站1 和变电站 2的断路器跳闸后，中央算法定位DG1、DG2所在孤岛，下发跳闸信号。  

该 传输断路器跳闸信号 法，优点是 无检测盲区（NDZ=0），检测可靠，不受功率平衡影响 。 但是， 需大规模通信网络支持（如光纤、无线专网），投资成本高；电网拓扑变化（如线路改造）时，算法需重新适配，复杂度高；若通信中断，保护会失效。

9.   电力线路载波通信法  

（ 1） 原理

在变电站安装“载波信号发生器”，通过输电线向DG侧传输连续的载波信号；DG侧的接收器实时监测信号连续性：若主电网断开，载波信号中断，接收器立即触发DG跳闸。 如下图示：  

该 电力线路载波通信法 主要 优点 是 无需额外通信线路，利用现有电网传输信号，可靠性高；不受电网拓扑变化影响，易实现 。 但是， 信号发生器为中压设备（需降压变压器连接），初期投资高；载波信号可能干扰其他电力载波设备（如电能表远程抄表系统），需协调频率资源。

10.   同步发电机的本地孤岛检测技术  

同步发电机（含感应式发电机）容量大、有机械惯性，本地检测以无源方法为主（ 基于 监测频率、电压 或功率 等自然信号），辅以有源方法（注入 电压 扰动 、 阻抗测量等方式 ），核心关注“功率不平衡引发的参数变化”。 下面，我们主要探讨 基于频率的无源检测方法 ：

（ 1） 核心原理 ： 孤岛形成后，DG输出功率与负荷的不平衡会导致频率变化：功率过剩→频率升高，功率不足→频率降低。通过监测频率或频率变化率，判断是否触发保护。

（ 2） 三类典型继电器

（ 3 ） 性能特点与 非检测区 NDZ

基于频率的无源检测方法检测时间与功率不平衡度正相关，当 功率缺额＞20%时，检测时间＜100ms；功率缺额＜5%时，检测时间可能＞500ms ； 功率缺额越小，检测时间越长；最大缺陷，当功率缺额＜10%~30%时，频率变化不足以触发阈值，无法检测孤岛 。 DG惯性、负荷的频率响应（如变频负荷）会影响检测灵敏度，多台DG并列时可能相互干扰。

11.   基于逆变器的本地孤岛检测技术  

逆变器接口DG（如光伏、储能）容量小、无机械惯性，输出跟随电网电压/频率，本地检测以无源+有源结合为主，核心解决“功率匹配时的NDZ问题”。 光伏逆变器的本地孤岛保护方案和检测技术，将在后期专门一篇探讨。

12.   各类检测方法的适用场景与对比  

13.   选型建议  

大容量DG（＞10MW）：优先远程检测+频率继电器双重保护；

中小容量逆变器DG（＜1MW）：优先SMS/AFD有源方法+电压/频率无源方法，形成“双重防护”；

高Q值负荷场景（如医院、数据中心）：避免使用AFD，优先SMS或阻抗测量法，减少NDZ。