王 琪，鄔世杰，蘇智東，劉 瓊，賈正波，冷智濤，于鴻征

（1.內(nèi)蒙古電力（集團(tuán)）有限責(zé)任公司內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院分公司，內(nèi)蒙古 呼和浩特 010080；2.內(nèi)蒙古電力（集團(tuán)）有限責(zé)任公司烏蘭察布電業(yè)局，內(nèi)蒙古 烏蘭察布 012000；3.東方電子股份有限公司，山東 煙臺 264001）

隨著光伏新能源并網(wǎng)規(guī)模地不斷擴大，使傳統(tǒng)的輻射式單端網(wǎng)絡(luò)成為多端網(wǎng)絡(luò)，通過連接用戶與電源終端，電力不再是單向的從變電站流向負(fù)荷，因此在計劃停電檢修區(qū)域可能會存在孤島現(xiàn)象，造成反送電現(xiàn)象，給檢修人員帶來危險，光伏電站孤島保護(hù)及防反送電措施的研究成為近年來的熱點。

孤島是指在分布式發(fā)電系統(tǒng)中，公共電網(wǎng)因故障或是停電檢修而跳閘斷電時，分布式發(fā)電系統(tǒng)沒有及時將光伏發(fā)電系統(tǒng)與公共電網(wǎng)斷開，分布式發(fā)電系統(tǒng)以及周圍負(fù)載形成一個自給供電的孤島[1]。反送電是指在計劃停電檢修的區(qū)域內(nèi)有可能會存在孤島運行的分布式電源，造成反送電，成為威脅檢修人員安全的新風(fēng)險[2]。

孤島運行的發(fā)電系統(tǒng)，脫離了電網(wǎng)側(cè)監(jiān)管控制，存在以下風(fēng)險：

（1）孤島內(nèi)的電壓、頻率得不到穩(wěn)定控制，如超出允許范圍，會損害配電系統(tǒng)和用戶端設(shè)備。

（2）電網(wǎng)恢復(fù)送電時，孤島運行的系統(tǒng)可能與電網(wǎng)相位不同，造成并網(wǎng)失步，造成較大的電流沖擊，損害配電系統(tǒng)和用戶端設(shè)備，嚴(yán)重時會導(dǎo)致電網(wǎng)再次跳閘。

（3）孤島內(nèi)的線路、設(shè)備仍然帶電，嚴(yán)重威脅檢修人員的安全。

（4）孤島運行會影響電網(wǎng)內(nèi)備自投動作和重合閘動作。

國家標(biāo)準(zhǔn)要求“光伏發(fā)電站應(yīng)配置獨立的防孤島保護(hù)裝置，動作時間應(yīng)不大于2s”。因此研究快速可靠的防孤島檢測方法，把孤島運行的危害降低到最低具有十分重要的現(xiàn)實意義。

1 孤島檢測研究現(xiàn)狀

國內(nèi)外孤島檢測方法大體可分為逆變器端本地檢測方法和電網(wǎng)端遠(yuǎn)程檢測方法，其中逆變器端又分為被動檢測方法和主動檢測方法[3]。

1.1 孤島檢測基本概念

圖1 為光伏發(fā)電并網(wǎng)示意圖，公共點為公共連接點，正常并網(wǎng)運行過程中，光伏發(fā)電系統(tǒng)與電網(wǎng)和負(fù)載功率處于供需平衡中，公共點處的電壓、頻率與主網(wǎng)保持一致，一旦供需平衡遭到破壞，公共點處電壓或頻率就會發(fā)生變化，通過檢測公共點處電壓或頻率變化情況來判斷孤島的發(fā)生。

圖1 光伏發(fā)電并網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖

S1 為光伏系統(tǒng)與本地負(fù)載的聯(lián)絡(luò)開關(guān)，S2 為光伏發(fā)電系統(tǒng)與主網(wǎng)的聯(lián)絡(luò)開關(guān)。正常運行時，S1、S2 都閉合，當(dāng)主網(wǎng)失電時，光伏發(fā)電系統(tǒng)如果能快速切斷S1、S2，表示孤島檢測成功，如果光伏發(fā)電系統(tǒng)與負(fù)載之間S1 開關(guān)沒有及時切斷，光伏系統(tǒng)向本地負(fù)載持續(xù)供電，表明孤島檢測失敗。

1.2 孤島檢測方法

1.2.1 被動孤島檢測方法

被動孤島檢測方法是指實時監(jiān)測公共點處電壓、頻率、相位、諧波等電氣量變化，從而判斷孤島現(xiàn)象，主要分為電壓頻率檢測方法、電壓諧波檢測法、電壓相位突變檢測法等。

電壓頻率檢測方法又稱過/欠壓、過/欠頻檢測方法，是最基礎(chǔ)的防孤島檢測方法，原理簡單、經(jīng)濟(jì)性好。當(dāng)孤島狀態(tài)發(fā)生時如果逆變器與負(fù)載之間功率不平衡，公共點處電壓與頻率會發(fā)生變化，如果變化量達(dá)到閾值，就會切斷光伏發(fā)電系統(tǒng)與電網(wǎng)之間的連接。

如果逆變器發(fā)出功率與負(fù)載消耗功率相差不大時，則公共點處電壓與頻率變化很小，達(dá)不到保護(hù)動作設(shè)定閾值，為了防止電網(wǎng)正常的電壓和頻率波動、保護(hù)動作門檻值又不能設(shè)置過小，導(dǎo)致其存在較大的檢測盲區(qū)。

電壓諧波檢測法，通過監(jiān)測電壓總諧波失真（THD）來判斷孤島狀態(tài)，此方法能在功率匹配下檢測出孤島現(xiàn)象，但諧波檢測閾值難以確定，應(yīng)用比較困難。

電壓相位突變檢測法，通過檢測電流與公共點處變壓相位差變化來判斷孤島現(xiàn)象，此方法原理簡單，但是在負(fù)載阻抗角較小時，相位差幾乎無變化，存在檢測盲區(qū)及檢測閾值難以確定等問題。

以上幾種被動孤島檢測方法，原理簡單、易于實現(xiàn)，但都有一定的檢測盲區(qū)，需要跟其他孤島保護(hù)檢測方法配合使用。

1.2.2 主動孤島檢測方法

主動孤島檢測方法主要由逆變器系統(tǒng)實現(xiàn)，人為輸出一定的擾動信號，當(dāng)正常并網(wǎng)過程中，由于主電網(wǎng)的平衡鉗制作用，擾動量對公共點處電壓、頻率沒有影響，當(dāng)主電網(wǎng)失電時，擾動量就會快速累積，公共點處電壓或頻率超出設(shè)定值，從而檢測出孤島。

主動式檢測法主要有主動式移頻（Active Frequency Drift，AFD）、滑模移相法（Slipmode Frequency Shift，SMS），功率擾動法、自動移相法（Automatic Phase Shift，APS）等。主動檢測法檢測速度快，檢測盲區(qū)小，但是系統(tǒng)中引入了擾動量，將會降低系統(tǒng)的電能質(zhì)量。

1.2.3 電網(wǎng)端檢測方法

電網(wǎng)端檢測方法也稱為遠(yuǎn)程檢測方法，主要通過遠(yuǎn)程通信手段，光伏側(cè)系統(tǒng)直接獲取電網(wǎng)側(cè)斷路器開關(guān)狀態(tài)及電氣量信號，根據(jù)這些信號判斷是否產(chǎn)生孤島?；谕ㄐ诺臋z測方法主要有電力線載波通信方式（Power Line Carrier Communications，PLCC）、開信號傳送法（Signal Produced by Disconnect，SPD）等，此方法無檢測盲區(qū)，孤島檢測準(zhǔn)確可靠，不會對電能質(zhì)量產(chǎn)生影響，是一種非?？煽康臋z測方式。但是需要增加額外的通信設(shè)備，成本較高，操作復(fù)雜，在電網(wǎng)側(cè)安裝需要很多認(rèn)證。單獨安裝此套設(shè)備往往投入成本很高，經(jīng)濟(jì)性較低。

1.3 被動孤島檢測方法檢測盲區(qū)分析

檢測盲區(qū)（Non Detection Zone，NDZ）是指引起孤島檢測失效時的本地負(fù)載與分布式光伏輸出功率不匹配的取值范圍或負(fù)載參數(shù)空間?；诠β适浞秶腘DZ 可定義為[4]：

其中，Vmax、Vmin表示允許的最大和最小電壓范圍；fmax、fmin表示允許的最大和最小頻率范圍。

檢測盲區(qū)如圖2 所示。OV、UV 則是孤島檢測的電壓過壓和電壓欠壓的保護(hù)邊界，OF、UF 則是孤島檢測的頻率過頻和頻率欠頻的保護(hù)邊界，長方形區(qū)域內(nèi)部分為孤島檢測的盲區(qū)部分。

圖2 ΔP*ΔQ 坐標(biāo)系下NDZ 描述

2 基于光纖通信的防孤島保護(hù)裝置原理

2.1 工作原理

針對被動孤島檢測方法存在檢測盲區(qū)及遠(yuǎn)程檢測法需要增加通信設(shè)備成本的問題，本文提出了一種在線路差動保護(hù)裝置基礎(chǔ)上集成防孤島保護(hù)功能的新型裝置，此裝置既具有線路差動保護(hù)的所有功能，又有防孤島保護(hù)功能，被動防孤島保護(hù)由傳統(tǒng)的過/欠壓、過/欠頻保護(hù)功能實現(xiàn)，遠(yuǎn)程通信檢測方法利用線路差動保護(hù)的縱聯(lián)光纖通道實現(xiàn)，實時采樣電網(wǎng)側(cè)斷路器開關(guān)狀態(tài)和電氣量信號，實現(xiàn)孤島檢測的零盲區(qū)。

此外裝置還配有遠(yuǎn)方GOOSE 開入跳閘功能，可在MMS 網(wǎng)及GOOSE 網(wǎng)接收其他保護(hù)裝置采集到的電網(wǎng)側(cè)斷路器開關(guān)位置GOOSE 信號，進(jìn)一步提高孤島檢測可靠性。

同時此裝置配有檢有壓合閘功能，在電網(wǎng)失壓情況下，并網(wǎng)斷路器開關(guān)具有合閘閉鎖功能，進(jìn)一步避免反送電風(fēng)險。

2.2 關(guān)鍵技術(shù)

光纖通信同步向量計算：參與差動計算的兩端電氣量應(yīng)為同一時刻的交流采樣值，即兩端電流采樣應(yīng)該同步。

基本過程描述：收信中斷時，從對端發(fā)送過來一包數(shù)據(jù)中，含有本端的采樣標(biāo)號，由本端的采樣標(biāo)號可以找到這一采樣點的具體緩沖區(qū)，進(jìn)而可進(jìn)一步找到與這一采樣點相對應(yīng)的中斷時刻值及與該采樣點相對應(yīng)的采樣值，通過乒乓法可進(jìn)一步找到對端的采樣值與本端哪兩個采樣時刻相對應(yīng)，具體過程如圖3 所示。

圖3 同步向量計算示意圖

由圖3 可得出t1到t3'的時間：

其中，t1表示本端發(fā)送時刻；t2表示對端接收時刻；t3表示對端發(fā)送時刻；t4表示本端接收時刻表示t1到t3'之間的時間差。

設(shè)采樣周期為Ts。則由t1到t3'最接近的左側(cè)采樣點t（i）對應(yīng)的采樣標(biāo)號為：

其中，N（t（i））表示t（i）時刻對應(yīng)的采樣標(biāo)號；

N（t1）表示t1時刻對應(yīng)的采樣標(biāo)號；

fix 表示取整數(shù)。

而t（i）時刻到t3'時刻之間的時間差為：

其中，Tf表示t（i）到t3'之間的時間差；mod 表示取余數(shù)。

由上式可以很容易地將t3'時刻對應(yīng)的本端交流采樣值通過拉格朗日插值法查到t（i）或t（i+1）時刻。

每隔0.833ms 向?qū)Χ吮Ｗo(hù)發(fā)送一次數(shù)據(jù)，總計208Bits，如果按2M 速度來傳輸，實際縱差通道時延將達(dá)0.65ms 左右。

由此可見，光纖差動傳輸?shù)臅r延完全滿足防孤島保護(hù)的要求。

3 防孤島保護(hù)裝置設(shè)計方案

3.1 硬件設(shè)計方案簡述

本裝置采用可擴充式模塊設(shè)計方案，采用后插拔鋁型材標(biāo)準(zhǔn)機箱結(jié)構(gòu)，功能插件包括CPU 插件、電源開入插件、交流采樣插件、開出插件、操作箱插件、液晶面板等，各插件通過內(nèi)部總線進(jìn)行交互，如圖4 所示。

圖4 硬件系統(tǒng)模塊圖

CPU 插件采用高性能MPC8309 系列處理器，插件上集成了FPGA、交流采樣AD 芯片、FLASH、DDRRAM 等外設(shè)，此插件負(fù)責(zé)處理模擬采集信號接收，保護(hù)邏輯功能判斷、通信處理等功能、內(nèi)部通過LVDS 高速總線與其他模塊通信、通過RS485 與HMI 液晶面板通信，具有三路百兆RJ-45 以太網(wǎng)、一路光纖收發(fā)接口，兩路RS485 通信接口、一路RS485 IRIG-B 對時接口。通信規(guī)約支持IEC61850 及IEC60870-5-103。

電源開入插件工作電壓支持直流110V/220V 電壓等級。本插件可提供24 路常規(guī)外部開入，兩路信號輸出。

交流采樣插件將系統(tǒng)電壓互感器、電流互感器二次側(cè)強電信號變換成保護(hù)裝置所需的弱電信號，同時起隔離和抗干擾作用，共可完成14 路交流量的采集。

開出插件設(shè)計有16 路通用開出，8 路保護(hù)開出，4組遙控分閘、合閘出口。

操作箱插件滿足單跳閘線圈操作回路，可提供跳、合位及閉鎖信號，有壓力閉鎖回路和防跳回路，合閘回路可通過不同接線端子選擇是否帶防跳功能。

HMI 模塊由LCD 液晶面板、LED 指示燈、九鍵按鍵鍵盤組成，HMI 模塊負(fù)責(zé)液晶顯示、按鍵控制及與CPU通信。

3.2 軟件設(shè)計方案簡述

軟件設(shè)計采用分層設(shè)計及模塊化設(shè)計相結(jié)合的處理方式，如圖5 所示。最底層為驅(qū)動程序與嵌入式操作系統(tǒng)，中間層為平臺程序，包括參數(shù)解析、IEC61850 模塊、103 規(guī)約模塊、打印模塊、相關(guān)保護(hù)元件、保護(hù)算法等功能，最上層為應(yīng)用層，包含具體的保護(hù)功能應(yīng)用，如數(shù)據(jù)采樣、保護(hù)功能任務(wù)、通信規(guī)約等。

圖5 軟件設(shè)計框圖

本裝置是基于VXWORKS 實時多任務(wù)操作系統(tǒng)。系統(tǒng)上電后，主要進(jìn)行了板級、數(shù)據(jù)庫、信號等初始化及各任務(wù)的創(chuàng)建。任務(wù)創(chuàng)建完成后，由系統(tǒng)內(nèi)核管理各任務(wù)，按照任務(wù)的優(yōu)先級，先執(zhí)行優(yōu)先級高的任務(wù)，后執(zhí)行優(yōu)先級低的任務(wù)，同等優(yōu)先級的任務(wù)按照時間片輪轉(zhuǎn)原則執(zhí)行。

本裝置配置了：兩段低壓保護(hù)、兩段過壓保護(hù)、兩段低頻保護(hù)、兩段過頻保護(hù)。以上4 種保護(hù)，負(fù)責(zé)被動防孤島保護(hù)功能。

本裝置配置了檢有壓合閘功能，此功能進(jìn)一步避免了反送電的風(fēng)險。

本裝置配置了逆功率保護(hù)功能，此功能適用于防逆流的并網(wǎng)模式。

本裝置配置了外部聯(lián)跳功能、可接收光纖專用通道信號及基于IEC61850 協(xié)議GOOSE 信號，實現(xiàn)遠(yuǎn)方通信式防孤島保護(hù)功能。

本裝置具有分相差動保護(hù)，三段相電流過流保護(hù)，三相一次重合閘功能，低頻減載、低壓減載，過負(fù)荷告警，過流加速保護(hù)，零序電流加速保護(hù)，手合后加速，PT 告警、CT 告警等，這些保護(hù)負(fù)責(zé)線路差動保護(hù)相關(guān)功能。

本裝置還具備遙測、遙信、遙控等測控功能。

本裝置集成了線路差動保護(hù)功能、防孤島保護(hù)功能、測控功能、錄波功能、動作報告、告警報告、SOE 報告記錄、操作記錄、裝置自檢等功能，保護(hù)功能可用軟壓板、控制字進(jìn)行功能投退，可設(shè)置線路差動功能與防孤島保護(hù)保持獨立，使裝置能適用不同場景的應(yīng)用。

4 RT-LAB 半實物系統(tǒng)仿真測試

4.1 仿真原理介紹

RT-LAB 實時數(shù)字仿真是一種典型半實物仿真方法，通過將物理控制裝置（防孤島保護(hù)裝置）通過輸入輸出板卡接入仿真器中，在上位機平臺建立主電路數(shù)字模型，形成典型的數(shù)?；旌戏抡嫫脚_，通過物理連接及同步通信方式，實現(xiàn)控制器的硬件在環(huán)實時仿真，結(jié)構(gòu)圖如圖6 所示。

圖6 RT-LAB 仿真結(jié)構(gòu)圖

仿真系統(tǒng)由光伏逆變模塊、PQ 控制模塊、PWM 發(fā)生器模塊、用戶負(fù)載、三相斷路器、公共電網(wǎng)，RT-LAB 接口模塊等構(gòu)成。

4.1.1 光伏逆變器模型

如圖7 所示，光伏逆變器模型采用Simulink 模塊庫中通用電橋中IGBT 逆變模塊，通過PWM 調(diào)制出三相正弦波。

圖7 逆變器模型

4.1.2 逆變器控制模塊

逆變器控制模塊采用PQ 恒功率控制算法（如圖8），此算法是在dq 坐標(biāo)系下，利用電壓功率外環(huán)控制，電流內(nèi)環(huán)控制，進(jìn)行有功和無功解耦。在主電網(wǎng)失電時，逆變器也能保持之前的功率輸出，從而能模擬出不同功率下，電壓與頻率的變化情況。由PLL 模塊、DQ 轉(zhuǎn)換模塊、參考電流計算模塊，電流PID 計算模塊組成，如圖9-圖11所示。

圖8 PQ 控制模塊

圖9 PLL 鎖相及DQ 轉(zhuǎn)換模塊

圖10 參考電流計算模塊

圖11 電流PID 計算模塊

4.1.3 主電網(wǎng)模型

主電網(wǎng)模型主要由公共電網(wǎng)、用戶負(fù)載、斷路器等組成，如圖12、圖13 所示。

圖12 電網(wǎng)模型

圖13 斷路器模型

4.1.4 RT-LAB 接口模型

如圖14 所示，其中SM_PV 為主模塊，包含光伏逆變器主電路模型和接口模型，主要起控制模型實時計算和網(wǎng)絡(luò)同步的作用及放置數(shù)據(jù)文件記錄模塊；SC_PV 為觀測模塊，不能包含實時計算的部分，只有示波器、開關(guān)和邏輯選擇等，主要用來對半實物仿真系統(tǒng)中的關(guān)鍵數(shù)據(jù)、曲線進(jìn)行實時監(jiān)控或事后處理子系統(tǒng)之間的數(shù)據(jù)通信。模塊之間通過OpComm 同步通信模塊連接，所有輸入頂層子系統(tǒng)的信號必須首先經(jīng)過OpComm 模塊，OpComm模塊為RT-LAB 提供從一個子系統(tǒng)到另一個子系統(tǒng)所發(fā)送的信號的類型、大小等信息。

圖14 RT-LAB 整體結(jié)構(gòu)

4.2 仿真實驗

設(shè)定參數(shù)，光伏電站容量為30kW，當(dāng)負(fù)載為30kW，無功為800Var 時，光伏逆變器用恒功率PQ 控制算法輸出有功30kW，無功800Var，此時逆變器發(fā)出功率與用戶消耗功率平衡（如圖15），此時模擬主電網(wǎng)失電。

圖15 功率平衡

功率平衡時，在電網(wǎng)斷路器斷開后，用戶處電壓及頻率沒有明顯變化，被動防孤島處于檢測盲區(qū)，此時被動式防孤島檢測方法失效，光伏測防孤島保護(hù)裝置檢測到電網(wǎng)側(cè)斷路器斷開，延時900ms，主動防孤島保護(hù)動作，斷開光伏側(cè)并網(wǎng)斷路器，主動防孤島保護(hù)完成。

圖16-圖19 是有功和無功不匹配時，主電網(wǎng)失電后，并網(wǎng)點處電壓、頻率發(fā)生明顯變化，防孤島保護(hù)通過被動式防孤島保護(hù)檢測出孤島現(xiàn)象，主動防孤島保護(hù)也同時進(jìn)行孤島檢測判斷。

圖16 逆變器有功功率小于負(fù)載有功功率，逆變器無功功率小于負(fù)載無功功率，逆變器輸出有功30kW，無功800Var，負(fù)載的有功為50kW，無功為2000Var。

圖16 功率不平衡（a）

圖17 逆變器有功功率大于負(fù)載有功功率，逆變器無功功率小于負(fù)載無功功率，逆變器輸出有功30kW，無功800Var，負(fù)載的有功為20kW，無功為1200Var。

圖17 功率不平衡（b）

圖18 逆變器有功功率大于負(fù)載有功功率，逆變器無功功率大于負(fù)載無功功率，逆變器輸出有功30kW，無功800Var，負(fù)載的有功為20kW，無功為200Var。

圖18 功率不平衡（c）

圖19 逆變器有功功率小于負(fù)載有功功率，逆變器無功功率大于負(fù)載無功功率，逆變器輸出有功30kW，無功800Var，負(fù)載的有功為50kW，無功為200Var。

圖19 功率不平衡（d）

5 典型應(yīng)用

本裝置適用于110kV 及以下電壓等級分布式電源并網(wǎng)系統(tǒng)，以光伏電站為例，如圖20 所示。

圖20 光伏接入示意圖

防孤島保護(hù)裝置1 安裝在光伏側(cè)，采集光伏電站母線處電壓、與公共電網(wǎng)連接的線路上電流等交流電氣量及S1 斷路器開關(guān)狀態(tài)，防孤島保護(hù)裝置2 安裝在電網(wǎng)側(cè)，采集電網(wǎng)側(cè)電壓、與光伏電站連接線路上電流等交流電氣量S2 處斷路器開關(guān)狀態(tài)，如果主網(wǎng)發(fā)生斷電，防孤島保護(hù)裝置經(jīng)過以下步驟進(jìn)行防孤島保護(hù)。

防孤島保護(hù)裝置1 通過光纖通道接收到防孤島保護(hù)裝置2 發(fā)來的對側(cè)數(shù)據(jù)，檢測到S2 開關(guān)為斷開狀態(tài)或S2 處無壓，判斷孤島現(xiàn)象發(fā)生，經(jīng)短延時跳開S1 處斷路器開關(guān)。孤島保護(hù)動作完成。

防孤島保護(hù)裝置1 根據(jù)用戶10kV 母線處采集的交流量進(jìn)行被動式防孤島檢測，如果過/欠壓、過/欠頻保護(hù)中任意一種保護(hù)滿足其動作條件，跳閘出口動作，經(jīng)短延時跳開S1 處斷路器開關(guān)。孤島保護(hù)動作完成。

防孤島保護(hù)裝置1 通過以太網(wǎng)接口接收防孤島保護(hù)裝置2 發(fā)送的孤島GOOSE 信號，在電網(wǎng)失電時，防孤島保護(hù)裝置2 會根據(jù)自身采集的公共電網(wǎng)處電壓和S2 處斷路器位置來判斷孤島發(fā)生情況，發(fā)出孤島GOOSE 信號，防孤島保護(hù)裝置1 接收到防孤島保護(hù)裝置的2 的孤島GOOSE 信號，經(jīng)短延時跳開S1 處斷路器開關(guān)。孤島保護(hù)動作完成。

防孤島保護(hù)裝置1，配有檢有壓合閘功能，在用戶10kV 母線無壓時，并網(wǎng)點斷路器開關(guān)S1，合閘功能閉鎖，只有檢測到用戶10kV 母線有壓時，合閘功能才有效，進(jìn)一步避免了反送電的風(fēng)險。

通過以上步驟，光伏系統(tǒng)在孤島發(fā)生時，防孤島保護(hù)裝置能可靠切斷逆變器與電網(wǎng)的連接，防止反送電風(fēng)險。

6 結(jié)束語

經(jīng)工程實踐表明，該設(shè)計方案利用光纖縱聯(lián)通道遠(yuǎn)程通信檢測法，結(jié)合被動防孤島檢測方法，實現(xiàn)了孤島檢測的零盲區(qū)，能快速可靠檢測出孤島，切斷并網(wǎng)點斷路器開關(guān)，同時具有檢有壓合閘功能，能進(jìn)一步避免反送電風(fēng)險。該裝置同時具備線路差動和孤島保護(hù)功能，適用于不同應(yīng)用場景，經(jīng)濟(jì)性比較好。