0 引言

由于国家对分布式清洁能源的大力支持，大量分布式小电源（特别是风力发电厂和光伏电厂）并入电网。分布式新能源电厂具有出力小、谐波大等特点，大部分分布式小电源点并入就近变电站向系统输送电能量，形成含分布式新能源在内的以火力、水力发电为主的多种能源发电的多侧电源点供电模式^[1]。如果光伏发电系统非计划性与电网系统断开，逆变器仍通过逆变向所带负载进行电能传输，就会形成独立于大电网的小规模孤岛电网现象^[2-3]。在孤岛运行情况下，光伏系统无法维持稳定电压、频率，当系统负荷改变时，电网系统电压随负荷情况波动，重合闸产生巨大冲击电流，给电网、设备及人身安全带来威胁。变电站自动装置包括备自投装置和重合闸装置，备自投装置能够在工作电源断开后，自动切换到备用电源上运行，从而使受电端不停电；重合闸装置可将因故障断开后的断路器按需要自动投入，可以极大地提高供电可靠性，减少停电损失，提高电力系统的暂态稳定水平，增强线路的送电容量。

本文以呼和浩特电网光伏小电源接入单侧电源的110 kV终端变电站——HS变电站为例，分析多电源点新能源接入后对变电站的影响，通过完善防孤岛保护，来提高变电站自动装置动作可靠性。

1 防孤岛保护 1.1 孤岛效应

孤岛效应（Islanding Effect）是指当电网突然失压，分布式并网光伏发电系统仍有逆变器保持对电网中的临近部分线路供电的一种效应^[4]。孤岛现象可分为计划性孤岛现象与非计划性孤岛现象。孤岛运行会造成电网扰动、电网损坏设备，甚至危及线路维护人员或用电人员人身安全等严重后果。

1.2 防孤岛保护

防孤岛保护的作用是防止非计划性孤岛现象的发生。为了避免并网系统因外部原因或自然原因造成光伏电源系统孤岛运行，需要在光伏逆变器侧加装检测电压、频率变化并动作于跳闸的保护，该保护即为防孤岛保护。

根据GB/T 19939—2005 《光伏系统并网技术要求》规定，分布式新能源光伏电站必须具备快速检测孤岛且能立即切断与电网连接的能力，防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。光伏电站防孤岛保护必须同时具备主动检测与被动检测2种保护方式，应至少各设置1种主动式或被动式的防孤岛保护方式^[5]。其中，主动检测方法包括有功或无功功率变化检测法及频率偏移检测法等；被动检测方法包括电压及频率越限检测法和电压谐波检测法等^[6-7]。

1.3 光伏电站并网要求

电力系统发生扰动后，在电网电压频率恢复正常前不允许光伏电站并网；在系统电压频率恢复正常后，光伏电站需要经过1个可调的延时时间才能重新并网，根据Q/GDW 617—2011《光伏电站接入电网技术规定》，延时时间一般设定为20~300 s，具体数值取决于本地电网条件^[8]。

2 光伏系统电源接入对备自投装置的影响

如图 1所示，在呼和浩特HS变电站系统运行简图中，110 kV台顺线运行，带HS变电站全站负荷，110 kV系统并列运行，QF₁、QF₃断路器在合位，110 kV昭顺线热备用，QF₂断路器在分位，西梁光伏与丰华电厂通过35 kV系统并入电网。

2.1 线路未投重合闸装置

以国电南京自动化股份有限公司生产的PSL— 640U备自投装置为例，当110 kV台顺线发生永久故障时，台顺线保护动作，造成110 kVⅠ段、Ⅱ段母线失电3 s后，备自投启动，断开QF₁断路器，合QF₂断路器，执行图 2逻辑顺序。由于光伏小电源系统的接入，尽管110 kV进线台顺线检测无电流，昭顺线有电流和电压，满足备自投动作条件，但光伏电源经过35 kV系统与110 kV HS变电站构成孤岛运行，经主变压器升压导致110 kV母线有电压，不满足备自投检测无电压动作条件，因此备自投装置无法正常启动。只有在孤岛运行失稳后，光伏系统与蒙西电网正式解列，才满足备自投装置动作条件，切换至备用电源运行。

综上，光伏小电源系统的接入将增加备自投装置动作时间，甚至拒动，严重影响了备自投装置的快速性和可靠性，降低供电可靠性。

2.2 线路配置重合闸装置

当110 kV台顺线发生永久故障时，台顺线保护动作延时1 s后，重合闸动作：

（1）若不进行电压检测，重合闸动作，则将孤岛运行系统重合于故障点，由于孤岛运行的未知性，可能对电力系统以及孤岛设备造成巨大冲击、损害；

（2）若检测无电压或同期并列，则由于小电源孤岛系统的存在，无法检测到无压，不满足重合闸动作条件，无法重合。进而造成备自投装置动作时间增加，降低供电可靠性。

综上所述，分布式光伏小电源系统接入后，由于其孤岛运行，对失电变电站母线供电，严重影响变电站自动装置快速准确动作，导致装置动作时间增加甚至拒动^[9-10]。

3 实例分析

110 kV HS变电站位于呼和浩特市和林格尔县，配置2台40 MVA主变压器承载和林格尔县民用电负荷，同时作为西梁光伏变电站与丰华电厂并网的接入点。作为终端变电站，HS变电站110 kV侧未投进线保护，110 kV台顺线运行，带HS变电站全站负荷，110 kV系统并列运行，QF₁、QF₃断路器在合位，110 kV昭顺线热备用，QF₂断路器在分位，双进线采用110 kV进线备自投方式运行。

该运行方式下，当110 kV台顺线发生永久性故障，对端电网电源点台基营变电站跳闸，但HS变电站进线断路器QF₁因无保护不动作于跳闸。同时由于35 kV侧西梁光伏变电站与丰华电厂同时从HS变电站并网，两电源点同时从1个变电站与系统相连，当HS变电站进线电源故障时，西梁光伏变电站与丰华电厂互为电压、频率支撑，电压、频率极有可能未达到发电厂侧防孤岛保护动作越限值，发电厂侧防孤岛保护不启动，造成小电源系统带HS变电站孤岛运行情况的发生。分布式小电源系统经主变压器升压，将电源再次送到故障线路，致使故障点越级至母线和主变压器，主变压器后备保护（动作时限0.6 s）跳主变压器各侧开关，备自投装置因主变压器后备保护动作而闭锁、不动作，从而造成HS变电站全站失电事故的发生。

4 解决方案及保护动作分析

分析110 kV变电站自动装置运行模式和防孤岛保护可以发现，多点光伏小电源系统并入导致孤岛运行的发生，将使变电站自动装置动作时间加长甚至拒动，造成供电可靠性下降，使并网变电站面临全站失电的危险。

本文提出利用防孤岛保护装置原理，通过孤岛检测，从并网变电站侧将分布式光伏小电源与变电站断开（即断开QF8、QF9），从并网侧隔离孤岛电源点，防止其向系统供电，进而满足备自投等自动装置的启动条件，在不改变原有装置及回路的基础上，实现快速准确可靠动作的目的。

4.1 解决方案

（1）作为多点新能源并网的变电站不应再定义为终端变电站，因此需要为并网变电站进线配置线路纵差保护，确保110 kV进线故障时，双侧断路器可靠动作跳闸，将故障点永久可靠隔离；

（2）在进线TV设置电压采集量，在进线电源故障失电后，采集量降为0，同时通过防孤岛保护检测，经T₁（动作时限逻辑图见图 2）实现延时动作断开并网侧断路器（QF₈、QF₉），断开光伏小电源与电网的连接，从并网变电站侧杜绝孤岛运行的可能。进而使重合闸、备自投等自动装置满足检测无电压条件，启动执行动作逻辑，保证准确可靠动作。

4.2 保护动作分析

对线路故障类型及重合闸投入情况进行动作时限逻辑分析。

4.2.1 未投重合闸

0时刻进线发生故障时，线路TV系统检测失压，防孤岛保护T₁时刻动作，断开并网光伏小电源系统，全站无压，满足备自投动作条件，T₃时刻断开QF₁，T₄时刻合QF₂，完成备自投动作，恢复对并网变电站供电。T₅时刻，分布式光伏小电源系统与系统并网，恢复正常方式。

4.2.2 线路投重合闸，故障为瞬时故障

当0时刻进线发生瞬时故障时，线路TV系统检测失压，防孤岛保护T₁时刻动作，断开并网光伏小电源系统，T₂时刻重合闸启动重合成功，2.5~3 s后备自投检测电源线路有压有流，不启动，并网变电站负荷继续由原电源线路带出。

4.2.3 线路投重合闸，故障为永久性故障

0时刻电源进线发生永久性故障，线路失压，防孤岛保护T₁时刻动作，将分布式光伏小电源系统解列，T₂时刻重合闸动作，重合于永久故障点而重合不成功，T₃时刻备自投动作跳QF₁，T₄时刻合备用线路断路器QF₂，恢复变电站供电。T₅时刻，分布式光伏小电源系统与系统并网，恢复并网运行。

综上分析，建议将防孤岛保护动作时限T₁设为0.2 s，可以避开重合闸动作时限1 s，保证重合闸可靠动作，降低防孤岛保护误动的可能性，同时备自投装置可以快速可靠启动。此外，根据Q/GDW 617—2011《光伏电站接入电网技术规定》光伏系统并网时间应在20~300 s^[3]，待并网变电站系统电压、频率稳定后，经T₅时限，光伏小电源系统恢复并网，继续向电网系统输送电能。

5 结语

本文以典型光伏并网变电站为例，分析了光伏小电源系统接入并网变电站时，有可能形成孤岛运行对变电站自动装置检测无电压系统造成的影响，通过对防孤岛保护以及各自动装置动作时限进行逻辑分析，在不改变原有装置和回路等情况下，提出解决方案，可以消除因分布式新能源光伏小电源并网带来的不利影响。