分布式发电反孤岛保护检测方法

杨彦会

（北京天诚同创电气有限公司，北京100176）

分布式发电反孤岛保护检测方法

杨彦会

（北京天诚同创电气有限公司，北京100176）

介绍了分布式发电并网系统孤岛检测的基本方法。根据孤岛检测的基本原理和分布式电源的类型进行分类，从4个大方面（基于通信技术的检测、本地检测、逆变器内无源检测及新型孤岛检测）对孤岛检测方法进行了阐述，对每一方面又根据其不同的检测原理给出了若干具体的检测方法。详细阐述了各种检测方法的理论依据和性能，并比较了其优缺点。对每种检测方法在实际应用中的可行性和效果进行了论述，对分布式发电系统孤岛检测的发展前景进行了展望。

分布式发电；并网系统；孤岛运行；孤岛检测

1 引言

随着社会经济的不断发展，人们对能源的需求越来越大，分布式发电（Distributed Generation，DG）在电力系统中的作用越来越大。不同于常规的大容量的以化石燃料或核能作为一次能源的发电系统，分布式发电系统（Distributed Generation System）是指功率为数千瓦至几十兆瓦、与环境兼容的独立电源系统，用以满足电力系统和用户的特殊要求。它具有灵活的变负荷调峰性能，可为边远用户或商业区提供较高的供电可靠性，节省输变电投资，适合于可再生能源的利用［1］。大部分DG系统采用风能、太阳能或水能等绿色能源。分布式电源并网有助于改善电能质量，减小线损，缓解输配电容量并提高电力系统的稳定性。同时，我们也应该看到，分布式电源的接入会不可避免地给电网运行带来一系列的难题，其中一个重要难题就是分布式发电的保护问题。

分布式电源接入配电网最重要的一点是改变原来配电网络的潮流方向，使配电系统从单电源辐射式网络变为双端或多端有源网络。由于传统的配电网是单电源放射状结构，其保护系统相对较为简单。分布式电源的接入使配电系统中的潮流方向理论上可以是任意的，这样，原先配电网的保护功能就不再适用。针对分布式发电对继电保护的影响及应采取的措施，一些学者给出了非常精辟的见解［2、3］。

当前，国内外对分布式发电保护问题的研究主要集中在以下三个方面：布式发电与原有配电网保护的配合问题；分布式发电对线路重合闸的影响；孤岛检测和保护问题［1、4、5］。本文主要研究分布式发电反孤岛保护检测方法。

当带部分负荷的DG与电力系统断开时，DG将有可能继续向孤立运行的电力系统供电，形成的孤立系统即孤岛。一般情况下，基于对设备、运行人员的安全以及孤岛系统中电能质量等方面的考虑，应该避免DG运行在孤岛状态。因此，研究孤岛检测方法及保护措施，将孤岛产生的危害降低到最小，具有重要的现实意义［6］。对孤岛检测的研究，最初是从并网光伏电源系统的研究开始的［7］。随着新能源并网情况的增多，特别是DG系统的出现，孤岛发生的可能性及对系统和用户的影响越来越大，对孤岛检测方法的研究成为了新的研究热点。根据国内外目前的研究情况，孤岛检测方法可分为被动检测法和主动检测法两大类，同时，也有一些文献提出了基于通讯的反孤岛策略。下面将对这些方法进行较为全面的论述。

2 分布式发电孤岛问题

由于所用能源形式决定了分布式发电设备的发电规模较小，一般在几十千瓦至一百兆瓦之间，其通常与配电网相连接，分散在负载附近。在许多国家分布式发电一般不经中央调度。一个典型的包含分布式电源的配电系统结构示意图如图1所示。

图1 包含分布式电源的系统结构示意图

正常运行情况下，负载L由电网和分布式电源DG共同提供电能。由于线路故障等原因，断路器CB2或CB3跳开，此时DG和负载L就构成了一个孤岛系统。在孤岛系统中，DG脱离电网后以一定的电压、频率继续运行，独立地给负载L供电，称为孤岛运行。

如果配电网发生故障后，在保证电力系统安全的前提下，尽可能地维持DG正常供电，而将配电网转化为若干个孤岛自治运行，将可以减小停电面积，提高供电的可靠性，这对电网公司、DG发电商和用户都是有利的。

然而，由于跳闸等原因偶然形成的孤岛运行，又可称之为非计划孤岛运行。非计划孤岛运行具有偶然性和不确定性，会对系统、用户和DG本身带来严重的影响［8］。

（1）当系统自动重合完成故障排除和电网恢复供电时，由于DG机组与电网的非同步运行，可能造成DG机组与电网的非同步并列，从而对电网造成危害，同时也有可能损坏分布式发电设备。

（2）出现孤岛现象时，DG与负载的功率不平衡，需要调节DG的输出功率。当负载功率大于DG的容量时还需要减小负荷。由于多数分布式发电设备的电压和频率调节能力有限，在孤岛状态下又没有电网的支持，这种调节可能会损坏DG。同时，DG输出的电压和频率值有可能超出规定的范围，所提供的电能质量得不到保障，可能会损坏用电设备。

（3）各种保护装置通常是按照DG与电网并联运行来设计的，如果部分电网成为孤岛状态，发生再次故障时短路电流只由DG提供，故障水平降低，从而使某些继电保护装置不能正确动作。

（4）电网维护人员可能由于孤岛运行而误接触带电导体从而发生触电事故。

为了避免上述问题，国外现行的运行规程一般要求DG配置反孤岛保护（Anti－islanding Protection）以便快速、准确地检测出孤岛状态，一旦孤岛现象发生就立即跳开DG与系统连接点的断路器（如图1中的CB1）。例如英国电力联合会颁布的G59标准对于容量小于5WM、接入电压等级低于20kV的DG接入电网时规定“对于长期并网运行的DG，大于150kVA的都需要配置反孤岛保护”。2003年，IEEE颁布了P1547标准，其规定了DG接入主电网的基本技术要求，规定在非计划孤岛形成2s内反孤岛保护要动作，并将DG从系统中切除。

在实际运行中，感应式发电机（如感应式风力发电设备）需要从系统中吸收无功功率，失去电网支持后就不能发电，不存在孤岛运行的可能。因而反孤岛保护主要用于同步发电机和基于逆变器的发电设备。其中基于逆变器接口的分布式发电设备（如光伏电池）一般在逆变器中设置集成的保护功能，反孤岛保护也是主要由其逆变器内部的控制系统来完成，无需另外设置反孤岛保护，而同步发电机则需要安装专门的反孤岛保护装置。

3 孤岛检测方法

3.1 基于通信的孤岛检测方法

基于通信的孤岛检测是依靠无线电通讯传输孤岛状态信号［9、10］，其孤岛检测性能通常与分布式发电机的类型无关，它并不需要测量系统中的任何电气量参数，而是直接通过检测系统中所有相关的线路断路器和重合闸装置来判断孤岛形成与否。该方法可采用传输断路器跳闸信号或电力线路载波通信等。

3.1.1 传输断路器跳闸信号

传输断路器跳闸信号检测孤岛的方法是监控所有DG与电网之间的断路器和自动重合闸的状态，一旦发现有开关操作使变电站母线断路，即通过中央处理算法确定孤岛范围，跳开分布式发电机和负载之间的断路器。对于拓扑结构固定、自动重合闸数量有限的变电站，每个监控端（自动重合闸）的信号可以直接送给DG，避免采用中央处理算法。该方法的主要缺点是对于多重网络拓扑需要有1个中央处理算法；当自动重合闸和配电线路的拓扑结构发生变化时，运算算法需要依据最新的配电网拓扑信息；另外，该方法还需要有通信支持，对于无线电和电话线不能覆盖的DG系统而言，若采用此方法费用将会非常高。

3.1.2 电力线路载波通信

电力线路载波通信的孤岛检测方法采用输电线传输信号。该方法采用连接在变电站母线二次侧的信号发生器不断地给所有的配电线路发送信号，每个DG设备都装设信号探测器，如果探测器没有检测到该信号，则说明变电站和该DG设备之间的任何一个断路器都可能跳闸，则DG处于孤岛状态。该方法的原理图如图2所示，其主要优点是当配电网中的分布式电源密度增加时不需增加信号发生器，而且信号探测器只需检测信号的连续性，因此非常可靠。另外，该方法不用考虑配电网络拓扑结构的变化。该方法的主要缺点是信号发生器为中压设备，需要通过1个降压变压器连接在变电站，如果只有1台或2台DG使用这个设备，则花费是不合理的，且信号发生器发出的孤岛检测信号还可能干扰其他电力线路的载波通信。

图2 电力线路载波通信孤岛检测原理图

3.1.3 连锁跳闸方案

文献［11］提出了连锁跳闸方案，其基本思想是监控电路中所有可能导致孤岛形成的断路器或自动开关的状态，当其中一个开关动作并导致分布式发电系统中变电站分离时，中央控制单元将确定孤岛地带，并立即发送信号中止孤岛区域内分布式发电装置的运行。连锁跳闸方案对有着固定拓扑结构的馈电线来说十分有效，它允许电网对分布式发电装置的附加控制，增加了分布式发电装置与电网之间的协调，并且在故障清除后，还可以用一个中央控制单元提供分布式发电装置的重连信号，但其成本高，执行复杂。

3.2 孤岛的本地检测

孤岛的本地检测方法一般检测DG的输出电压和电流的信号，该方法可分为2种子类型：其中被动式孤岛检测方法是根据所测量的电压和电流的信号判断孤岛是否发生，亦称为无源孤岛检测方法；主动式孤岛检测方法是向供电系统中注入扰动信号，通过测量其响应情况来判断孤岛是否发生，亦称为有源孤岛检测方法。

3.2.1 被动式孤岛检测方法

被动式孤岛检测方法是通过被动地测量和监测系统的状态来侦测孤岛现象，通常是在系统公共耦合点（PPC）检测电压、频率、谐波失真等参数，当孤岛运行发生时，这些参数会发生明显变化。被动检测法又可以被分为频率及频率变化率法、相位偏移法、电压幅值检测法等，下面对各种被动孤岛检测方法逐一进行简要介绍。

（1）频率及频率变化率法（Rate of Change of Frequency，ROCOF）

当DG与电网并联运行时，其频率基本恒定。当孤岛发生时，由于DG与负荷的不匹配，会引起频率发生变化。因此，可以根据频率的变化来判断DG是否处于孤岛状态。频率法是直接测量DG端电压的频率，而频率变化率法是测量DG端电压频率的变化率df／dt来检测孤岛状态。利用df／dt能更好地检测出孤岛状态，其原理为：在孤岛形成时刻，孤岛内部由于功率供求不平衡会造成系统频率突变，而频率的变化率是关于孤岛内部有功功率供求差值的函数。当满足以下两个条件时，频率变化率继电器ROCOF动作：频率的变化率超过设定值；持续时间超过延时继电器的设定值。

图3装有ROCOF继电器的系统等值电路

图3为安装有ROCOF继电器的分布式发电系统的等值电路，正常情况下负载L由DG和公共电网共同提供电能。若断路器CB2跳开形成孤岛，则负载L完全由DG提供电能，这一瞬间DG输出的功率与负载L的功率不平衡，从而引起频率变化。若忽略无功功率，频率的变化率可用下式表示：

其中，fN为系统的额定频率，H是DG的惯性系数，PDGN为DG的额定容量，PDG为形成孤岛瞬间DG的输出功率。

当测得的频率变化率大于某一定值时就可以认为系统中有孤岛形成，这种孤岛检测方法的原理简单且容易实现，但是其测量的准确度受孤岛内功率供给的不平衡程度影响较大，当不平衡程度低时存在检测盲区，而当微电网中有大功率用电负荷投切时又有误动作的可能性，因此，在实际应用中必须添加辅助判据以保证孤岛检测的准确性。

（2）相位偏移法（Vector Shift，VS）

图4 装有VS继电器的系统等值电路

相位偏移法就是通过测量DG机端电压相位角的变化来检测孤岛［12－14］。图4为安装有VS继电器的分布式发电系统的等值电路。在图4中，如果断路器CB2跳开形成孤岛，由于DG所带负载功率的突然增加（或减少），DG端电压U˙和电动势E˙之间的相位差δ会发生变化，端电压U˙将跳变到一个新的值，其相位也随之改变，如图5所示。端电压的这种变化称之为相位偏移，电压矢量转移法就是基于这一特性的。相位偏移继电器不间断地检测端电压U˙的相位变化值Δθ，如果Δθ大于VS继电器设定的阈值α，则判定为发生孤岛。通常VS继电器的动作角度在60°～120°之间。

图5 端电压相位变化曲线

（3）电压幅值检测法

除了频率和相位，还可将DG的端电压幅值作为判别量用于孤岛检测。孤岛发生时，由于DG与负载之间无功功率的不匹配，使DG的端电压幅值发生变化，根据电压幅值的变化或者电压幅值的变化率可以判断DG是否处于孤岛状态。由于电压幅值的变化比频率变化快，因而该方法可以用于频率法无法鉴别的情况。另外，由于电压继电器常用于其它的保护，如过电压保护等，因而利用电压继电器来进行孤岛鉴别不需要额外的投资。不过考虑到在其它情况下也会引起电压幅值的变化，故该方法不能单独使用，只可作为辅助判据。

（4）其他新型被动式孤岛检测方法

为解决实际应用中相位偏移法存在的灵敏度和检测死区的问题，文献［15］提出了一种新的检测判据，综合应用了频率检测法和相位偏移法。

相位偏移角Δθ是频率变化Δf所引起的累积值，其大小由频率变化的大小和变化所持续的时间两个因素所决定，它们之间的关系为：

其中，fDG为孤岛系统的频率，f0为孤岛发生前系统的频率，Δt为孤岛检测装置的检测时间。

可以看出，式（2）与传统相位偏移法最大的不同是其并没有在每个周期内对相位偏移角进行计算，而是计算一段时间内的累积值，这样即使发生很小的频率波动，只要孤岛检测时间设定得足够长，由式（2）计算所得的相位偏移角Δθ也是相当可观的。因此，只要选择合适的门槛值，就能很容易地检测出孤岛状态。但如果门槛值选择得较小，就会出现正常运行时发生一些扰动（如负荷波动）导致装置发生误判；而如果选用较大的门槛值，则又会出现较大的检测死区。由实际运行经验可知，即使当DG与电网并联运行时因扰动而引起的相位偏移角等于当DG出力与负荷功率差值较小时发生在孤岛情况下的相位偏移角，它们相应的频率变化的最大值也是不同的。对于前一种情况，由于电网的频率调节能力较强，其频率变化的持续时间较小，相应的频率变化最大值较大；而对后一种情况，由于DG自身的频率调节能力相对较弱，其频率调节持续的时间相对较长，相同的相位偏移所对应的频率变化的最大值也较小。即在孤岛与非孤岛状态下，相同的相位偏移量对应的频率变化的最大值相差较大，可以用图6来表示。鉴于此，引入频率变化量Δf这一辅助检测量，从而在保证检测装置高灵敏度的前提下，提高装置的可靠性。

图6 扰动时相位偏移与频率变化的关系

传统的被动式孤岛检测方法根据电量的变化来判断孤岛的发生，但是当分布式发电系统输出功率与负载功率匹配时，即使发生孤岛效应，输出电压或频率的变化很小，保护电路会因电压和频率未超出正常范围而检测不到孤岛的发生。文献［16］设置了一个新的检测指标Δf／ΔPL，通过将其计算值与所给的门槛值相比较来判定是否发生孤岛现象。

图7 分布式发电系统并网运行结构图

如图7所示是分布式发电系统并网运行结构图，由图可知，将分布式并网发电系统划分为子系统1和2，以ΔP1和ΔP2分别代表子系统1和2的功率的变化，Δf1和Δf2分别代表子系统1和2的频率的变化。当子系统2中负载突然变化时，假设此时负载功率变化为ΔPL，子系统1到2的功率变化为ΔP，忽略分布式发电系统功率的变化，可得：

当分布式发电系统和电网正常并网工作时，子系统1和2的频率变化相同，则有：

式（5）可转化为：

由于ΔP／Δf正比于其子发电系统容量，而子系统1包含电网，所以ΔP1／Δf1远远大于ΔP2／Δf2，则式（6）可转化为：

当发生孤岛效应时，子系统1和2各自独立，负载功率的变化即为子系统2的功率变化，即：

故孤岛效应发生后，有：

由于Δf1／ΔP1远远小于Δf2／ΔP2，故当发生孤岛效应时，尽管子系统2中的ΔPL可能会较小，但Δf／ΔPL在孤岛效应发生前后的变化却很大，因此应用Δf／ΔPL来判断孤岛效应灵敏度高。

以上是关于反孤岛保护被动检测法的相关介绍。被动检测法在检测过程中不会向系统加入有源元件，对系统影响小，但是方法本身受孤岛内部功率不平衡量的影响较大，当孤岛内部功率供给基本匹配时存在检测盲区。不过一些致力于提高被动检测法灵敏度的研究工作正在开展，如文献［15］和［16］就是研究解决这个问题。

3.2.2 主动检测法

主动检测法通常会在DG的控制信号中加入一个较小的电压、电流或者相位扰动信号。当系统正常运行时，DG相当于连接在无穷大的系统上，此扰动信号不会对系统供电造成太大影响。当形成孤岛之后，扰动信号的效果就会明显加强，因此通过检测公共耦合点（PCC）处的系统响应，就可以判断系统中是否出现孤岛现象。

目前配电网中应用的DG大多采用逆变电源，其在并网运行时，逆变器工作在电流控制方式下，其输出电流可以表示为：

式（10）中的三个变量（电流幅值Im、角频率ω、电流与公共耦合点电压之间的相量夹角φ）都可以作为主动法中的扰动信号。因此，根据选择扰动变量的不同可将主动检测法分为三类：幅值偏移检测法（阻抗测量法）、频率偏移法和相位偏移法。在工程实际中，较常用的有幅值偏移检测法、阻抗测量法和无功差值输出检测法等，下面分别介绍这些方法。

（1）幅值偏移检测法

幅值偏移检测法是通过改变DG的端电压，测量其输出的无功来检测孤岛是否存在［17］。由于DG孤岛运行与并网运行时的阻抗相差很大，因此孤岛运行时端电压的改变将引起无功功率的显著变化。实现时只需改变发电机的励磁电流。该方法比无源孤岛检测方法复杂，并且还可能造成某些负面影响，如电能质量变差和转子振动等。

（2）阻抗测量法

当分布式发电系统并网运行时，发电机端的等效阻抗很小，而当孤岛运行时等效阻抗很大，故通过检测电阻的变化就能检测出系统是否处于孤岛状态［18］。阻抗测量法的原理图如图8所示。由于等效阻抗相差很大，所以不需要对阻抗值进行精确测量。孤岛运行时，功率不平衡大小不会影响孤岛检测。

图8 阻抗测量法的原理图

采用该方法仍有一些不足之处：首先，当系统有多个分布式发电机时，注入的各干扰信号可能相互冲突，从而影响阻抗的测量；其次，检测成本也是一个需要考虑的因素，因为该方法需要在每个分布式发电机侧安装一个专用的干扰信号发生器；最后，某些负荷的频率响应可能正好将此干扰信号滤除掉，而不能产生相应的电压和电流响应。

（3）无功差值输出检测法

这种方法的原理是利用自动电压调节装置（AVR）。当正常并网运行时，系统内的无功供求是稳定的，自动电压调节设备不动作；一旦有孤岛形成，孤岛内部的无功供求将发生变化，自动电压调节装置将动作，以保证无功功率的供求平衡。因此，我们可以通过继电器感应AVR上的无功变化，当超过一定限度时就判定为孤岛形成。当孤岛形成后，有可能岛内的负荷变化不大，在这种情况下，用一般的检测方法无法判定孤岛形成，但是用无功差值输出检测法就能很好地判定孤岛是否存在。

这种方法的缺点在于其动作速度非常慢（因受继电器动作时间的影响），通常需要2～5s，很难达到时效性的要求。因此，这种方法常作为其它检测方法的后备方案并与其配合使用。

（4）其它主动式孤岛检测法

文献［19］提出使分布式发电机产生一定大小的无功潮流，此无功潮流在DG与电网连接时能正常流动，一旦DG与电网断开，无功潮流将无法正常流动，据此可判断是否发生了孤岛现象。

文献［20］采用Point－on－wave开关晶闸管在电网特定位置测量故障水平，系统阻抗和故障水平可以通过快速计算得到，其缺点是接近零点时电压波形会产生轻微的失真。

文献［21］针对现有孤岛检测中的“检测盲点”，提出一种用无功补偿技术进行孤岛检测的方法。文中通过dq变换实现对有功电流和无功电流的分离，利用直流侧实测电压和直流侧参考电压的误差经PI调节后作为有功电流分量的参考值。通过检测负载电流的无功分量，将其作为逆变器补偿无功电流的参考值，实现并网发电和无功补偿的同步控制。文中逆变器系统只提供部分无功补偿电流，其余部分仍由电网提供，这样会保证在形成孤岛后，逆变器输出的无功功率与负载需求不一致，最后导致电压幅值和频率超过限定值，这便于孤岛的检测。

以上介绍了一些常用的主动式孤岛检测方法，主动检测向系统施加外部干扰，即使是功率完全平衡的孤岛，也可以通过主动干扰来破坏功率平衡，以便可靠进行孤岛检测。但外部干扰会影响供电质量，检测时间也比被动检测长。当系统中包含多个DG时，各电源主动检测装置发出的干扰信号可能互相影响，这会降低检测效果。

3.3 逆变器内无源检测方法

该检测方法和同步发电机的本地无源检测方法相似，通过监控逆变器输出端电压、频率和相位等参数的变化来实现。其主要的检测方法有过／欠电压和高／低频率孤岛检测法、电压相位突变孤岛检测法（PJD）和电压谐波孤岛检测法等。

（1）过／欠电压（OVP／UVP）和高／低频率（OFP／UFP）孤岛检测方法［22］

当基于逆变器的DG处于孤岛运行状态时，若逆变器的输出功率（有功和／或无功）和本地负荷功率不平衡，则电压和／或频率就会产生偏移。如果电压和／或频率偏移达到孤岛检测设定阈值，则可检测到孤岛发生。许多有源孤岛检测方法也采用使逆变器的输出电压或频率在孤岛状态下偏离到设定的阈值，从而通过OVP／UVP或OFP／UFP检测孤岛是否发生。然而，当逆变器所带的本地负荷与其输出功率接近于匹配时，电压和频率的偏移将非常小甚至为零，因此该方法存在检测盲区（NDZ）。

逆变器的输出功率（P，Q）和本地负荷（P＋ΔP，Q＋ΔQ）间的有功不平衡功率（ΔP）、无功不平衡功率（ΔQ）和NDZ的大小将取决于逆变器的控制方法。若逆变器的输出功率恒定且为单位功率因数，则NDZ的大小可以通过下式计算得到［23］：

式中，Vmax、Vmin、fmax、fmin分别为电压和频率偏高／偏低的设定值，Qf为本地负荷的品质因数。如果负荷采用并联RLC电路建模，则品质因数为：

这种方法的经济性比较好，但由于此检测方法的非检测区比较大［24］，所以单独使用OVP／UVP和OFP／UFP孤岛检测保护是不够的。

（2）电压相位突变检测法（PJD）

相位突变检测是检测逆变器输出端电压和输出电流之间相位是否发生突变［25］，若突变超过设定阈值，则说明检测到孤岛。正常工作时，电流源型逆变器检测电压过零点，使输出电流波形（通常由锁相环来完成）与系统电压同步。电压源型逆变器则正好相反。如图9所示，对于电流源型逆变器而言，当与系统断开后，逆变器输出端的电压不再被系统电压所固定，而逆变器输出的电流由于锁相环（PLL）的作用是固定的，只有在过零点时输出的电流和端电压是同步的。在过零点之间，逆变器工作在开环状态，由于电流频率没有发生变化，负载相位必然与系统断开前相同，因此电压必须跳到新的相位。在下一个过零点之前，“新”电压和逆变器输出电流之间的相位差即可用来检测孤岛。此方法的优点是易于实现，只需要检测逆变器输出电流和端电压的相位误差即可，若超过阈值则关断逆变器，这样既不影响电能质量也不影响系统的暂态响应，而且对于含多台逆变器的DG系统来说，孤岛检测的效果也不会减弱。其缺点是可编程逻辑器件（PJD）很难提供可靠的孤岛检测阈值，阈值过低将会导致逆变器误动作。

图9 相位突变检测原理

（3）电压谐波检测法

电压谐波孤岛检测方法是监控逆变器输出端电压总的谐波畸变（THD），如果THD超过设定的阈值，则可检测到孤岛发生。逆变器输出电流中总是包含一定的谐波信号。当并网运行时，电网为低阻抗的电压源，逆变器端电压谐波畸变很低，THD≈0。而当孤岛发生时，逆变器内阻抗增大，输出的谐波电流将使端电压的电压谐波增大［26］。另外，孤岛中的非线性负荷，尤其是配电变压器，将通过逆变器输出电流励磁，这些非线性负荷的电压响应在电流谐波激励作用下出现高度失真，通常为三次谐波。该方法的优点是孤岛检测的范围宽，在多台逆变器情况下的检测效果基本不变。其缺点是在不引起逆变器误动作的前提下，很难确定动作阈值。如果出现孤岛中负荷具有很强的低通特性、孤岛系统中不包含配电变压器、或非线性负荷需要其输入谐波电流与逆变器输出电流匹配等情况时，该方法可能失效。

3.4 反孤岛保护的其它检测方法

3.4.1 主被动相结合的检测方法

上面介绍了一些反孤岛保护的检测方法，这些方法或多或少都有一些缺点。被动式孤岛检测方法检测盲区大。主动式孤岛检测方法检测盲区虽小，但会对并网系统输出电能质量有影响，同时，主动式孤岛检测方法较复杂，不利于工程实现。由此可以看出，单纯采用一种检测方法并不能取得满意的效果。

文献［27］提出了一种主被动相结合的检测方法。文中利用过压欠压检测、相位突变检测和AFD检测（周期性地改变输出并网电流频率以实现反孤岛效应的功能）相结合以实现无盲区检测。当分布式发电系统输出功率和负载功率不匹配时，利用过压欠压检测就可以检测孤岛效应的发生情况。当分布式发电系统输出功率与负载功率基本匹配但负载呈非线性时，可以采用相位突变的方法来检测孤岛效应的发生情况。当负载近似呈阻性且分布式发电系统输出功率和负载功率匹配时，前两种被动式孤岛检测方法均失效，此时即可用AFD方法检测。这样就实现了对并网孤岛效应的无盲区检测，这种检测方法对电能质量影响小，检测简单方便，不会增加系统成本，适合工程实现。

3.4.2 基于混沌理论的孤岛检测方法

主动式检测方法由于输出谐波较大或控制算法过于复杂而在实际中难以实现。被动式检测方法虽然检测盲区大，但它原理简单，容易实现，对电能质量无影响。

为了弥补被动式检测方法中检测盲区过大这个缺点，文献［28］采用了混沌检测系统，其检测精度可达到百万分之一。文中在过／欠电压孤岛检测方法的基础上，首先将周期性正弦电压信号进行归一化处理，然后采用混沌系统进行检测：

式中，取h＝0.725524，这样，只要被检测的电压信号幅值超过并网标准电压的限值，系统就会由临界混沌状态进入大尺度周期状态，或从大尺度周期状态进入临界混沌状态，从而可通过混沌系统相图判断并网系统是否进入孤岛状态。

3.4.3 基于PMU的孤岛检测方法

在前面介绍的一系列孤岛检测方法中，相比较而言，被动检测法中的相量突变量检测法可以很好地消除检测盲区，又不需要追加太大的投资，检测过程中对微电网的正常运行也没有影响，是一种较为理想的孤岛检测方案。由于在其判定的过程中需要从线路不同点采集线路的电压信号进行相量计算，为了保证判定的精确性，必须保证用于计算的不同点的采样数据严格取自同一个时间点，因此将PMU引入控制系统，以PMU提供的实时同步电压向量为基础就可以保证较精确的孤岛检测效果。

文献［29］介绍了基于PMU的孤岛检测方法。针对当配电网内部有大功率用电设备投切或者当配电网外部发生故障时，距系统侧断路器电气距离较远的DG可能发生误动作的情况，文中提出了以下两个措施：借鉴基于通讯量的孤岛检测方案，在每个DG接入点左右两侧都加装PMU设备；引入辅助判据，如电压突变量等。此外，文献中对用于孤岛检测的PMU算法进行了改进，将采样频率根据系统实际频率同步变化。最后，文献中指出了基于PMU的孤岛检测方法仍然存在的一些问题，如PMU的暂态特性较差等。

4 结束语

本文详细介绍了分布式发电系统中孤岛检测的主要方法，并根据孤岛检测的基本原理和安装地点不同进行了分类介绍；详细分析了基于通信的孤岛检测方法、被动式本地孤岛检测方法、主动式本地孤岛检测方法、基于逆变器的分布式发电系统孤岛检测方法和一些新型的孤岛检测方法及其基本原理；并比较说明了各种方法的优缺点和其非检测区的大小。综合考虑孤岛检测的性能以及对电能质量的影响，主被动相结合的孤岛检测方法以及基于混沌理论的孤岛检测方法将是未来发展的一个新方向。

［1］袁 超，吴 刚，等.分布式发电系统继电保护技术［J］.电力系统保护与控制，2009，37（2）：99－105.

［2］林 霞，陆于平，等.分布式发电系统对继电保护灵敏度影响规律［J］.电力系统自动化设备，2009，29（1）：54－64.

［3］张青杰，陆于平.基于故障相关区域自适应划分的分布式保护新原理［J］.电力系统自动化，2008，32（7）：39－43.

［4］周 晨，徐华电，等.分布式并网发电系统孤岛检测方法研究［J］.电源学报，2016.

［5］程启明，王映斐，等.分布式发电并网系统中孤岛检测方法的综述研究［J］.电力系统保护与控制，2011，39（6）：147－154.

［6］IEEE－P929，Recommended Practice for Utility Interface of PV Systems［S］.

［7］JONES R，SIM S T，IMECE A.Investigation of potential islanding of dispersed photovoltaic systems—Sandia National Laboratories Report SAND877027［R］.NM：Sandia National Laboratories，Albuquerque，1988.

［8］张 勇.分布式发电对电网继电保护的影响综述［J］.电力系统及其自动化学报，2010，22（2）：145－151.

［9］REFERRN M A，USTAO，FIELDINGG.Protection against loss of utility grid supply for a dispersed storage and generation uni［tJ］.IEEE Transactions on Power Delivery，1993，8（3）：948－954.

［10］MOZINA C J.Interconnection protection of IPP generators at commercial／industrial facilities［J］.IEEE Transactions on Industry Applications，2001，37（3）：681－689.

［11］Horgan S，Iannucci J，Whitaker C，et al.Assessment of the nevcda test site as a site for distributed resource testing and project plan.NREL／SR－560－31931，2002.

［12］Freitas W，Huang Z，Xu W.A practical method for assessing the effectiveness of vector surge relays for distributed generation applications［J］.IEEE Transactions on Power Delivery，2005，20（1）：57－63.

［13］Freitas W，Xu W，Affonso C M，et al.Comparative analysis between ROCOF and vector surge relays for distributed generation application［sJ］.IEEETransactiononPowerDelivery，2005，20（2）：1315－1324.

［14］Xu W，Maueh K，Martel S.An assessment of DG islanding detectionmethodsandissuesforCanada［R］.Canada：CETC，2004.

［15］侯梅毅，高厚磊，等.分布式同步发电机孤岛检测新方法研究［A］.中国高等学校电力系统及其自动化专业第二十五届学术年会论文集［C］.2009.

［16］高金辉，李迎迎，等.一种新颖的孤岛检测方法研究［J］.电力系统保护与控制，2010，38（19）：122－129.

［17］KIM J E，WANG H JS.Islanding detection method of distributed generation units connected to power distribution system［A］.IEEE International Power Conference Proceedings［C］.2000.642－647.

［18］KANE P O，FOX B.Loss of mains detection for embedded generationbysystemimpedancemonitoring［A］.IEEE Transactions on Development in Power System Protection［C］.IEEE，1997.95－98.

［19］HopewellPD，JenkinsN，CrossAD.Loss of mains detection for small generators［J］.IEEE Proceedings of Electrical Power Applications，1996，143（3）：225－230.

［20］Warin J，Allen W H.Loss of mains protection［A］.Proceedings of ERA Conference on Circuit Protection for Industrial andCommercialInstallation［sC］.London，1990.

［21］禹华军，潘俊民.并网发电逆变系统孤岛检测新方法的研究［J］.电力系统及其自动化学报，2005，17（5）：55－59.

［22］Rifaat R M.Critical considerations for utility and cogeneration inter－tie protection scheme configuration［J］.IEEETrans.onIndustryApplications，1995，31（5）：973－977.

［23］YE Z，KOLWALKAR A，ZHANG Y，et al.Evaluation of anti－islanding schemes based on non－detection zone concept［A］.Proceedings of the 34th Annual IEEE Power Electronics Specialists Conference［C］.2003.1735－1741.

［24］KOBAYASHI H，TAKIGAWA K.Statistical evaluation of optimum islanding preventing method for utility interactive small scaledispersedPVsystem［sA］.ProceedingsoftheFirst IEEE World Conference on Photovoltaic Energy Conversion［C］.1994.1085－1088.

［25］KOBAYASHIHT，AKIGAWAK，HASHIMOTOE.Method for prevention islanding phenomenon on utility grid with a number of small scale PV systems［A］.Proceedings of the 21th IEEE Photovoltaic Specialists Conference［C］.1991.695－700.

［26］ROPP M，BEGOVIC M，ROHATGI A.Prevention of islanding in grid connected photovoltaic systems［J］.Progress in Photovoltaic，1999，（7）：39－59.

［27］陈 雷，石新春，等.太阳能光伏并网发电系统中孤岛效应的仿真研究.灯与照明，2009，33（1）：59－62.

［28］李波涛，李 鹏，等.基于混沌理论的光伏发电系统孤岛检测研究［J］.中国国际供电会议，2008.

［29］张 烁.基于同步相量测量的孤岛检测研究［A］.硕士学位论文集［C］.天津：天津大学，2001.

Detection method for distributed generation anti－islanding protection

YANG Yan－hui
（Beijing Etechwin Electric Co.，Ltd.，Beijing 100176，China）

The basic method of island detection for distributed generation system is introduced.According to the basic principle of islanding detection and the type of distributed generator，the island detection method is described from four aspects，which are based on communication technology，local detection，passive detection in inverter and new island detection.Each aspect is divided into a number of specific testing methods according to the different detection principles.The theoretical basis and performance of various detection methods are expounded in detail，and the advantages and disadvantages of each detection method are compared，and the feasibility and effect of each detection method in practical application are discussed.The developing prospect of the distributed island detection system is also given.

distributed power generation；grid－connected system；islanding operation；islanding detection

TM61；TP273

：A

1005—7277（2017）01—0034—10

杨彦会（1977－），男，河北保定人，工程师，高级技师，主要从事智能微电网工程的应用设计及系统控制的分析和研究工作。

2016－10－02