一种配电网孤岛识别方法与流程

本发明涉及配电网孤岛检测技术领域，特别是涉及一种配电网孤岛识别方法。

背景技术：

孤岛是指当电网由于电气故障、误操作等原因导致供电中断时，并网发电系统未能检测出停电状态并脱离电网，持续向电网供电，使并网发电系统和周围的负载组成了一个不受控制自给供电的孤立发电系统。孤岛运行可分为计划孤岛和非计划孤岛。计划孤岛可以有效发挥DG的积极作用，减少停电带来的损失，提高供电可靠性；而非计划孤岛可能会造成人员伤亡，对电气设备和用户造成严重的危害，威胁电力系统的安全稳定运行。因此，能快速有效地检测出孤岛，避免非孤岛现象的发生对整个并网系统具有非常重要的意义。

目前，国内外专家学者已针对分布式发电系统的孤岛检测作了深入研究，提出了多种孤岛检测方法。根据检测位置，这些方法可分为两类：电网侧的远程检测法和分布式电源侧的本地检测法。远程检测主要利用无线电通讯来检测孤岛，其需要添置设备、经济性低、操作复杂。由于投入成本较高，该种方法尚未在小型的DG中得到广泛应用，它适合于大功率分布式电源的并网。本地检测是通过监控DG端电压电流信号来检测孤岛，其又可进一步分为两种，一种是被动式方法，即通过直接测量DG输出功率的变化或PCC点电压或频率的变化来判断是否发生孤岛；另一种是主动式方法，即向电网注入扰动，并通过扰动引起的系统中电压、频率以及阻抗的相应变化来检测孤岛。被动式方法由于其无需增加硬件电路、成本低、易于实现，因此被广泛应用。

常用的被动式孤岛检测技术主要有：过/欠压检测法(OVP/UVP)、过/欠频检测法、电压谐波检测法、电压相位突变检测法等。主动式方法虽然检测盲区较小，检测精度较高，但由于该方法引入了扰动量，引起不必要的暂态响应，使配电网电能质量下降；其控制算法较复杂，实际应用困难；在不同的负载性质下，检测效果存在很大差异，严重时甚至失效。常用的主动式孤岛检测技术主要有：阻抗测量法、电抗插入法、输出功率扰动法等。

过/欠压孤岛检测法(OVP/UVP)是指当PCC点电压幅值不在预先设定的正常运行区域(U₁，U₂)时，通过发出控制信号使DG立即停止并网运行，以达到反孤岛运行目的的一种被动式孤岛检测法，U₁、U₂是由并网发电技术标准规定的系统能正常运行允许的电压幅值最小值和最大值。根据图1所示的分布式并网发电系统，当电网正常运行时即断路器QF闭合，此时因电网的钳制作用，PCC点的电压不会发生异常。当孤岛发生时断路器QF断开，如果DG供应的有功功率与本地负载消耗的有功功率不相等时即存在ΔP≠0，PCC点电压幅值将产生偏移，这种偏移要是足够大，就能够检测出孤岛的发生。这种方法原理简单、容易实现、经济性最好，且对电能质量无影响。只需利用已有的检测参数进行判断，不需外加任何硬件电路。

但是，当PCC点电压幅值偏移较小即系统工作在允许的正常电压范围内时，过/欠压孤岛检测法将失效。该方法虽容易实现但含有相当大的检测盲区。

关于检测盲区具体分析如下：当DG采用恒功率控制方式时，DG在正常并网运行情况下，本地负载消耗的有功功率P_load与分布式发电装置提供的有功功率P之比为：

U_PCC表示DG正常并网运行时PCC点电压有效值，U’_PCC表示DG在孤岛运行情况下PCC点电压有效值。

分布式发电系统正常并网运行情况下，电网向本地负载提供的有功功率可表达成：

ΔP＝P_load-P

在孤岛效应发生前分布式发电系统有功功率不匹配度为：

当DG工作在正常允许电压范围(U₁、U₂)时，电网和DG向本地负载提供的有功功率的比值范围是：

根据我国规定的分布式发电装置孤岛效应检测时间标准，DG并网系统正常运行时的电压幅值上下限值分别是U₂＝110％U_n、U₁＝85％U_n，代入公式可得DG在恒功率控制方式下的过/欠压方法的孤岛检测盲区(NDZ)为：

同理，当DG采用恒电流控制方式时，孤岛产生前系统有功功率不匹配度的范围是：

即DG在恒电流控制方式下的过/欠压方法的孤岛检测盲区为：

综上所述，现有技术中对于传统的被动式孤岛检测技术存在检测盲区的问题，尚缺乏有效的解决方案。

技术实现要素：

为了解决现有技术的不足，本发明的目的在于完善含分布式电源的小电阻接地系统发生单相接地故障时孤岛检测的问题，基于对传统被动式孤岛检测方法的分析，提出了一种利用故障发生时主网保护前后DG并网点(PCC点)零序电压的变化来判断是否发生孤岛的检测方案。本发明兼顾被动式检测方法原理简单、经济性好、对电能质量无影响的优点，是传统的被动式孤岛检测技术的补充。

本发明提供了一种配电网孤岛识别方法，主要适用于主网采用小电阻接地方式，分布式电源采用不接地方式的有源配电网，通过检测分布式电源并网点点即PCC点的零序电压的变化来进行孤岛检测，包括：

若PCC点零序电压始终为零，则此时系统正常运行未发生故障；

若检测到PCC点零序电压幅值在某一时刻由0突变为大于等于门限值U_set3的值，则在该时刻系统发生单相接地故障；

故障持续一段时间后，若检测到PCC点零序电压持续存在且在大于等于门限值U_set1的基础上再次突变为更大的值，突变后的幅值大于等于门限值U_set2，则此时故障点位于孤岛区域内，且在故障发生后系统主网保护动作，形成孤岛；

若检测到PCC点零序电压幅值由之前的较大值大于等于U_set3突变为小于门限值U_set4的值，则此时故障点位于所述孤岛区域外，且在故障发生后系统主网保护动作，切除故障，其中，U_set2>U_set1>U_set3>U_set4。

进一步的，所述有源配电网在每条线路的出线处均设有断路器QF，PCC点设有电压互感器，用于检测PCC点的零序电压。

进一步的，所述有源配电网中主网采用小电阻接地方式，DG采用不接地方式，F₁，F₂表示2个不同位置故障点，其中F₁位于线路1的母线和PCC点之间，F₂位于线路2，PCC点与母线的距离为L；故障点到主网电源的距离为L₁；故障点到PCC点的距离为L₂，R₁为主网侧中性点对地电阻。

进一步的，当系统正常运行时，断路器QF1、QF2均不动作，PCC点零序电压始终为零。

进一步的，当系统发生单相接地故障且故障点位于孤岛区域内时，在断路器QF1跳开之前，PCC点零序电压幅值大于等于U_set1；经过一段时间后QF1跳开，PCC点零序电压持续存在且在原来的基础上突变为大于等于U_set2的数值，根据本发明可判定此时形成孤岛。

进一步的，当故障点位于孤岛区域外时，在断路器QF2跳开之前，PCC点零序电压幅值大于等于U_set3；经过一段时间后QF2跳开，PCC点零序电压小于U_set4，在接近于零的范围内，根据本发明可判定此时切除故障。

进一步的，在F₁点发生单相接地故障，获得主网保护动作之前，含旋转型DG小电阻接地方式配电网接地故障复合序网图，根据复合序网图得到主网侧的正序、负序、零序阻抗以及DG侧的正序、负序、零序阻抗，并据此计算DG并网状态下的故障点电流，并据此得到PCC点零序电压，当发生单相接地故障时，主网保护动作之后，断路器跳开，此时，DG连同周围的负载一起形成孤岛。

进一步的，在计算DG并网状态下的故障点电流时，考虑到接入配电网中的DG容量较小，并网变压器和DG自身阻抗一般较大，并且DG侧的零序阻抗Z’_a(0)为一个较大的值，故有：

其中，Z_a(1)、Z_a(2)、Z_a(0)分别为主网侧的正序、负序、零序阻抗，Z’_a(1)、Z’_a(2)、Z’_a(0)分别为DG侧的正序、负序、零序阻抗。

进一步的，当系统F₂点发生A相接地故障时，主网保护动作前PCC点零序电压仍为一个较大的数值，主网保护动作之后，线路1恢复正常运行状态，理论上线路中不含有零序电压，考虑误差影响，此时PCC点零序电压在一个接近于零的范围之内。

进一步的，所述配电网孤岛识别方法与现有的过/欠压孤岛检测法内容互补，当系统发生单相接地故障且PCC点线电压幅值超出预先设定的正常运行范围时，无论故障点位于孤岛区域内还是孤岛区域外，过/欠压检测法均可快速检测出孤岛；

当故障点位于孤岛区域内且孤岛区域内DG容量与负荷容量匹配良好，过/欠压保护元件拒动时，由于故障尚未清除，PCC点零序电压持续存在，本发明配电网孤岛识别方法可在过/欠压检测法失效时准确地检测出孤岛。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：

本发明与电网侧的远程检测法相比，本发明无需增加额外的硬件电路或者独立的保护继电器，对电网无干扰，对电能质量无影响；与主动式方法相比，本发明无需引入扰动量，不会引起不必要的暂态响应，控制原理简单，容易实现。

本发明与现有的过/欠压孤岛检测法内容互补。当系统发生单相接地故障且PCC点线电压幅值超出预先设定的正常运行范围时，无论故障点位于孤岛区域内还是孤岛区域外，过/欠压检测法都可快速检测出孤岛。但当孤岛区域内DG容量与负荷容量匹配良好时，主网保护前后PCC点电压变化很小，这个变化量不足以启动过/欠压保护元件，孤岛检测就会失效；此外，为了防止电网电压正常波动引起误动作，过/欠压保护保护的门槛值不能设置太低，导致过/欠压检测法存在较大的检测盲区。当故障点位于孤岛区域内且孤岛区域内DG容量与负荷容量匹配良好，过/欠压保护元件拒动时，由于故障尚未清除，PCC点零序电压持续存在，本发明就可在过/欠压检测法失效时准确地检测出孤岛。

总之，无论PCC点线电压幅值是否在预先设定的范围内，本发明可根据PCC点零序电压的变化快速确定单相接地故障的位置并进行孤岛识别，且孤岛检测盲区较小。本发明主要适用于主网采用小电阻接地方式，DG采用不接地方式的有源配电网。

附图说明

构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本申请的进一步理解，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。

图1为分布式并网发电系统示意图；

图2为含DG小电阻接地方式配电网接地故障示意图；

图3为含旋转型DG小电阻接地方式配电网接地故障复合序网图；

图4为孤岛复合序网图；

图5为R_f＝5ΩF₁处故障PCC点零序电压变化曲线图；

图6为R_f＝5ΩF₁处故障2.15-2.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图7为R_f＝5ΩF₁处故障7.15-7.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图8为R_f＝5ΩF₂处故障PCC点零序电压变化曲线图；

图9为R_f＝5ΩF₂处故障2.15-2.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图10为R_f＝50ΩF₁处故障PCC点零序电压变化曲线图；

图11为R_f＝50ΩF₁处故障2.15-2.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图12为R_f＝50ΩF₁处故障7.15-7.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图13为R_f＝50ΩF₂处故障PCC点零序电压变化曲线图；

图14为R_f＝50ΩF₂处故障2.15-2.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图15为R_f＝100ΩF₁处故障PCC点零序电压变化曲线图；

图16为R_f＝100ΩF₁处故障2.15-2.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图17为R_f＝100ΩF₁处故障7.15-7.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图18为R_f＝100ΩF₂处故障PCC点零序电压变化曲线图；

图19为R_f＝100ΩF₂处故障2.15-2.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图20为R_f＝500ΩF₁处故障PCC点零序电压变化曲线图；

图21为R_f＝500ΩF₁处故障2.15-2.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图22为R_f＝500ΩF₁处故障7.15-7.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图23为R_f＝500ΩF₂处故障PCC点零序电压变化曲线图；

图24为R_f＝500ΩF₂处故障2.15-2.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图25为R_f＝1000ΩF₁处故障PCC点零序电压变化曲线图；

图26为R_f＝1000ΩF₁处故障2.15-2.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图27为R_f＝1000ΩF₁处故障7.15-7.4s PCC点零序电压变化曲线图；

图28为R_f＝1000ΩF₂处故障PCC点零序电压变化曲线图；

图29为R_f＝1000ΩF₂处故障2.15-2.4s PCC点零序电压变化曲线图。

具体实施方式

应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。

正如背景技术所介绍的，现有技术中存在现有的过/欠压孤岛检测法在当孤岛区域内DG容量与负荷容量匹配良好时，主网保护前后PCC点电压变化很小，这个变化量不足以启动过/欠压保护元件，孤岛检测就会失效的不足，为了解决如上的技术问题，本申请提出了一种配电网孤岛识别方法。

本申请的一种典型的实施方式中，提供了一种配电网孤岛识别方法，采用本发明孤岛检测方法的含DG小电阻接地方式有源配电网示意图如图2所示，

其中主网采用小电阻接地方式，DG采用不接地方式。F₁，F₂表示2个不同位置故障点，其中F₁位于线路1的母线和PCC点之间，F₂位于线路2。PCC点与母线的距离为L；故障点到主网电源的距离为L₁；故障点到PCC点的距离为L₂。R₁为主网侧中性点对地电阻，国内电网一般为10Ω。

在每条线路的出线处均设有断路器(QF)，其主要由3个基本部分组成，即触头、灭弧系统和各种脱扣器，包括过电流脱扣器、失压(欠电压)脱扣器、热脱扣器、分励脱扣器和自由脱扣器。

PCC点设有电压互感器，用于检测PCC点的零序电压。

其中，测量用电压互感器一般为单相双线圈结构，其原边电压为被测电压，可以单相使用，也可以用两台接成V-V形作三相使用。电压互感器原边一般是多抽头的，以适应测量不同电压的需要。供保护接地用电压互感器还带有一个第三线圈，称为三线圈电压互感器。三相的第三线圈接成开口三角形，开口三角形的两引出端与接地保护继电器的电压线圈相连。正常运行时，电力系统的三相电压对称，第三线圈上的三相感应电动势之和为零。发生单相接地故障时，中性点出现位移，开口三角的端子间就会检测出零序电压，并使继电器动作，从而对电力系统起保护作用。线圈出现零序电压则相应的铁心中就会出现零序磁通。为此，这种三相电压互感器采用旁轭式铁心(10KV及以下)或采用三台单相电压互感器。

为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本申请的技术方案，以下将结合具体的实施例与对比例详细说明本申请的技术方案。

F₁点发生单相接地故障：

以F₁点发生A相接地故障为例，考虑故障过度电阻R_f。主网保护动作之前，含旋转型DG小电阻接地方式配电网接地故障复合序网如图3所示。图中：Z_S(1)和Z_S(2)分别为主网电源与变压器的正序、负序阻抗之和，Z_S(1)＝Z_S(2)；Z_S(0)为主网接地变压器零序阻抗；Z_T为DG侧并网变压器阻抗；Z_L1(1)和Z_L1(2)分别为故障点到主网电源的线路正序、负序阻抗，Z_L1(1)＝Z_L1(2)；Z_L2(1)和Z_L2(2)分别为故障点到PCC的线路正序、负序阻抗，Z_L2(1)＝Z_L2(2)；Z_L1(0)和Z_L2(0)分别为故障点到主网电源、PCC的线路零序阻抗；Z_DG(1)和Z_DG(2)分别为旋转型DG的正序、负序阻抗；分别为主网侧和DG侧的正序、负序、零序故障电流；为故障点正(负或零)序电流，等于故障点电流的1/3；箭头表示了各电流的参考方向；为故障点附加电压源；Z_N为DG侧中性点对地零序阻抗，当DG不接地时，|Z_N|→∞；为孤岛内的等效电容。

主网侧的正序、负序、零序阻抗Z_a(1)、Z_a(2)、Z_a(0)分别为：

DG侧的正序、负序、零序阻抗Z’_a(1)、Z’_a(2)、Z’_a(0)分别为：

DG并网状态下的故障点电流为：

考虑到接入配电网中的DG容量较小，并网变压器和DG自身阻抗一般较大，并且DG侧的零序阻抗Z’_a(0)为一个较大的值，故一般有：

此时故障点电流：

主网侧、DG侧零序电流I_a(0)，I’_a(0)既是各侧线路的零序电流，也是各侧中性点对地的零序电流(中性点对地电流的1/3)，可以表示为：

此时，PCC点零序电压为：

当系统发生单相接地故障时，主网保护动作之后，断路器QF1跳开，系统的复合序网如图4所示。此时，DG连同周围的负载一起形成孤岛。

此时，PCC点零序电压为：

F₂点发生单相接地故障：

同理可分析得出，当系统F₂点发生A相接地故障时，主网保护动作前PCC点零序电压仍为一个较大的数值。主网保护动作之后，线路1恢复正常运行状态，理论上线路中不含有零序电压，考虑误差影响，此时PCC点零序电压在一个接近于零的范围之内。

分别取过度电阻R_f＝5Ω、50Ω、100Ω、500Ω、1000Ω，L＝20km，L₁＝10km，L₂＝10km。R对含DG的小电阻接地方式配电网进行接地故障建模仿真，F₁和F₂处发生单相接地故障主网保护前后PCC点零序电压曲线图如图5-图29所示。

上述图2中系统具体工作原理如下：

当系统正常运行时，断路器QF1、QF2均不动作，PCC点零序电压始终为零。

当系统发生单相接地故障且故障点位于孤岛区域内时，在断路器QF1跳开之前，PCC点零序电压幅值大于等于U_set1；经过一段时间后QF1跳开，PCC点零序电压持续存在且在原来的基础上突变为大于等于U_set2的数值，根据本发明可判定此时形成孤岛。

当故障点位于孤岛区域外时，在断路器QF2跳开之前，PCC点零序电压幅值大于等于U_set3；经过一段时间后QF2跳开，PCC点零序电压小于U_set4，在接近于零的范围内，根据本发明可判定此时切除故障。

综上，当系统发生单相接地故障且故障点位于孤岛区域内时，主网保护动作前PCC点电压互感器检测到的二次侧零序电压的幅值大于等于门限值U_set1(U_set1＝105.7V)；主网保护动作后形成孤岛，PCC点零序电压持续存在且在原来的基础上突变为更大的数值，突变后的幅值大于等于门限值U_set2(U_set2＝2559V)。

当故障点位于孤岛区域外时，主网保护动作前PCC点零序电压的幅值大于等于门限值U_set3(U_set3＝75.84V)；主网保护动作后PCC点零序电压的幅值突变为小于门限值U_set4(U_set4＝15V)的数值，在接近于零的范围内。

以上所述仅为本申请的优选实施例而已，并不用于限制本申请，对于本领域的技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。