有源配電網(wǎng)被動(dòng)式防孤島保護(hù)配置研究

姜 淼 嚴(yán) 偉 徐光福 華秀娟 黃 濤

有源配電網(wǎng)被動(dòng)式防孤島保護(hù)配置研究

姜 淼 嚴(yán) 偉 徐光福 華秀娟 黃 濤

（南京南瑞繼保電氣有限公司, 南京 211102）

大量分布式電源接入配電網(wǎng)需要配置防孤島保護(hù)，防孤島保護(hù)的死區(qū)、與其他二次功能的配合整定等問題亟待分析與研究。本文根據(jù)孤島后的頻率和電壓偏移評估公式得出，防孤島保護(hù)的頻率死區(qū)與無功缺額、負(fù)荷品質(zhì)因數(shù)強(qiáng)相關(guān)，電壓死區(qū)與有功缺額強(qiáng)相關(guān)，需要在缺額最小和負(fù)荷品質(zhì)因數(shù)最大的情況下評估死區(qū)。故障引發(fā)的孤島運(yùn)行，在相間短路、斷線等嚴(yán)重故障情況下可能導(dǎo)致防孤島保護(hù)誤動(dòng)作，防孤島保護(hù)時(shí)間需要躲過故障持續(xù)時(shí)間。此外，防孤島保護(hù)時(shí)間應(yīng)小于上級(jí)變壓器間隙保護(hù)、逆功率保護(hù)、非不檢方式重合閘和備自投、就地型饋線自動(dòng)化的定值時(shí)間，大于故障穿越定值時(shí)間。根據(jù)本文得出的配置方案，在防孤島保護(hù)時(shí)間按照2.0s配置的情況下進(jìn)行定值整定分析，結(jié)果表明若光伏滲透率高會(huì)導(dǎo)致上級(jí)變壓器間隙保護(hù)誤動(dòng)作，建議此種情況下上級(jí)線路末端增加保護(hù)和斷路器。

有源配電網(wǎng)；分布式電源；光伏；防孤島保護(hù)；故障穿越

0 引言

隨著清潔能源的快速發(fā)展，以光伏（photovoltaic, PV）為代表的逆變型分布式能源大量滲透進(jìn)配電網(wǎng)，傳統(tǒng)配電網(wǎng)向有源配電網(wǎng)轉(zhuǎn)變。大量分布式PV接入后，在失去外電源時(shí)易引發(fā)孤島運(yùn)行的情況，這在現(xiàn)場運(yùn)行中屢見不鮮。

引發(fā)孤島運(yùn)行的原因各異，孤島運(yùn)行后島內(nèi)可能出現(xiàn)電能質(zhì)量惡化[1-2]，需要配置動(dòng)作快速可靠、與已有二次設(shè)備配置方案配合友好的防孤島保護(hù)。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GB/T 37408—2019《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術(shù)要求》，按照PV接入電網(wǎng)電壓等級(jí)可以分為從35kV及10kV接入公共電網(wǎng)的A類逆變器、從380V及通過10（6）kV電壓等級(jí)接入用戶側(cè)的B類逆變器[3-4]。A類逆變器可不具備防孤島保護(hù)的能力，B類逆變器應(yīng)具備快速檢測孤島且立即斷開與電網(wǎng)連接的能力，防孤島保護(hù)動(dòng)作時(shí)間不大于2s。由此可見，防孤島保護(hù)對逆變器并網(wǎng)十分重要。但是，目前缺乏對防孤島保護(hù)死區(qū)的影響與評估、故障發(fā)生到隔離前時(shí)間段對防孤島保護(hù)的影響、防孤島保護(hù)與其他二次設(shè)備配合關(guān)系的分析與研究，這阻礙了清潔能源的進(jìn)一步發(fā)展。

本文首先給出孤島產(chǎn)生的原因和危害，分析防孤島保護(hù)死區(qū)的影響因素和評估方法，總結(jié)典型故障對防孤島保護(hù)的影響，分析防孤島保護(hù)與現(xiàn)有保護(hù)、安全自動(dòng)化設(shè)備等之間的配合關(guān)系，結(jié)合防孤島保護(hù)典型時(shí)間定值給出時(shí)間定值的配合與改進(jìn)方案。最后，總結(jié)現(xiàn)有防孤島保護(hù)技術(shù)與配置及未來研究方向。

1 孤島產(chǎn)生原因及所引發(fā)問題

典型有源配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，根據(jù)10kV接地變接地方式不同，分為小電流接地系統(tǒng)（low current grounding system, LCGS）與大電流接地系統(tǒng)（high current grounding system, HCGS）。

孤島運(yùn)行根據(jù)產(chǎn)生原因分為計(jì)劃型孤島和非計(jì)劃型孤島：計(jì)劃型孤島主要是檢修期間分開開關(guān)CB4后，用戶希望10kV母線不要帶電，因此用戶希望開關(guān)CB4分開后，PV能自動(dòng)跳開不要孤島運(yùn)行；非計(jì)劃型孤島一般是由于發(fā)生故障引發(fā)跳閘導(dǎo)致與外部系統(tǒng)失去連接，可能的故障包括單相接地、相間短路、三相短路、斷線等，故障發(fā)生位置可能是本線路、相鄰線路等。

孤島運(yùn)行時(shí)，孤島內(nèi)部與外界失去聯(lián)系，孤島內(nèi)的電氣量與系統(tǒng)解耦而失去控制，這可能帶來潮流倒送、危害孤島上游檢修人員人身安全、孤島內(nèi)電能質(zhì)量惡化、孤島向外部故障點(diǎn)持續(xù)輸出故障電流導(dǎo)致熄弧失敗、繼電保護(hù)及配電自動(dòng)化設(shè)備靈敏性下降甚至失效、配電網(wǎng)運(yùn)行方式復(fù)雜化等嚴(yán)重問題。

2 防孤島保護(hù)原理及與其他保護(hù)配合

由前文分析可見，孤島運(yùn)行會(huì)給運(yùn)維檢修、用電安全等帶來一系列問題，有必要部署可靠的防孤島保護(hù)方案。目前，防孤島保護(hù)主要有被動(dòng)式、主動(dòng)式、遠(yuǎn)程式三種，其中被動(dòng)式由于原理簡單、成本經(jīng)濟(jì)已被廣泛應(yīng)用于現(xiàn)場，是防孤島保護(hù)的主流方法，本文針對被動(dòng)式檢測方法展開討論。

如圖1所示，防孤島保護(hù)可以作為獨(dú)立配置的保護(hù)裝置采集公共連接點(diǎn)（point of common coupling, PCC）電壓，并在發(fā)生孤島時(shí)跳閘，常規(guī)判據(jù)為線、相過/低電壓、過/低頻；也可以集成在PV逆變器中，采集交流側(cè)電壓，除了常規(guī)判據(jù)外一般還判負(fù)序過電壓，在滿足條件時(shí)封脈沖再跳接觸器，簡稱為跳機(jī)。由于存在負(fù)序抑制控制，PV逆變器基頻主要輸出正序分量。

2.1 檢測原理

當(dāng)發(fā)生孤島時(shí)，孤島內(nèi)頻率、相位、電壓、諧波等可能會(huì)發(fā)生突變，被動(dòng)式防孤島保護(hù)就是根據(jù)檢測到的電氣量變化來判斷孤島。常見的判據(jù)包括過/低電壓、過/低頻等。

被動(dòng)式防孤島保護(hù)的弊端是可能存在檢測死區(qū)，即在發(fā)生孤島時(shí)若負(fù)荷與逆變器功率平衡，則孤島內(nèi)的頻率、電壓、相位等會(huì)保持一定時(shí)間的穩(wěn)定狀態(tài)，導(dǎo)致拒動(dòng)。被動(dòng)式防孤島保護(hù)死區(qū)與負(fù)荷品質(zhì)因數(shù)相關(guān)[5-8]，在頻率波動(dòng)不劇烈、孤島后逆變器輸出功率不變的前提下，可以利用式（1）、式（2）來估計(jì)被動(dòng)式防孤島保護(hù)是否失效。

式中：PCC0為孤島前PCC電壓；max為過電壓保護(hù)閾值；D和D分別為PCC斷開后有功缺額和無功缺額，可以認(rèn)為是孤島前PCC傳輸?shù)挠泄β屎蜔o功功率；inv0為孤島前PV輸出有功功率；min為低電壓保護(hù)閾值；0為孤島前PCC頻率；min為低頻保護(hù)閾值；max為過頻保護(hù)閾值；、、分別為負(fù)荷的阻性、感性、容性分量；為負(fù)荷的品質(zhì)因數(shù)，負(fù)荷阻抗采用并聯(lián)模型(j)=//j//(1/j)。

由式（1）、式（2）可見，孤島內(nèi)的電壓變化與D強(qiáng)相關(guān)，頻率變化與D強(qiáng)相關(guān)，這與傳統(tǒng)電網(wǎng)中有功-頻率、無功-電壓的對應(yīng)關(guān)系相悖，其主要原因是：

1）電壓變化與D。在逆變器輸出有功功率不變的前提下，孤島后由于逆變器外部負(fù)荷阻性部分突變，且逆變器輸出有功功率與PCC電壓平方成正比、與負(fù)荷電阻成反比，導(dǎo)致D與PCC電壓強(qiáng)相關(guān)。

2）頻率變化與D。為了運(yùn)行于額定功率因數(shù)，孤島內(nèi)逆變器需要運(yùn)行于負(fù)荷的諧振頻率點(diǎn)（負(fù)荷阻抗采用并聯(lián)模型(j)），即只有頻率偏差達(dá)到指定值才能實(shí)現(xiàn)逆變器與負(fù)荷的功率因數(shù)匹配，且頻率偏差大小與相關(guān)；對于式（1）、式（2）中品質(zhì)因數(shù)的取值，IEEE專家組認(rèn)為實(shí)際配電網(wǎng)負(fù)荷的品質(zhì)因數(shù)不會(huì)大于2.5，IEEE Std.929—2000將孤島保護(hù)試驗(yàn)電路的負(fù)荷品質(zhì)因數(shù)設(shè)置為2.5，而IEC 62116—2008和Q/GDW 618—2011對孤島保護(hù)試驗(yàn)電路的負(fù)荷品質(zhì)因數(shù)要求都為1。

由此可見，在評估防孤島保護(hù)死區(qū)時(shí)，應(yīng)考慮發(fā)生孤島后無功缺額和品質(zhì)因數(shù)對頻率死區(qū)的影響、有功缺額對電壓死區(qū)的影響?？紤]到負(fù)荷和PV的波動(dòng)，應(yīng)校驗(yàn)最不利情況下（有功、無功缺額最小、值最大）的防孤島保護(hù)死區(qū)。

2.2 防孤島保護(hù)與故障持續(xù)時(shí)間的配合

故障發(fā)生位置、類型不同，對防孤島保護(hù)的影響也不同，一般的孤島發(fā)生過程如圖2所示。

圖2 孤島發(fā)生過程

可見，很多故障在發(fā)生到被隔離時(shí)間內(nèi)有可能啟動(dòng)防孤島保護(hù)。根據(jù)圖1中不同位置發(fā)生的多種故障情況[9]，各種故障隔離前防孤島保護(hù)情況見表1。

表1 各種故障隔離前防孤島保護(hù)情況

可見，在本線路嚴(yán)重故障（兩相、三相短路、斷線等）情況下，PV會(huì)在短時(shí)間內(nèi)脫網(wǎng)；在其他線路、PV內(nèi)部嚴(yán)重故障情況下，PV可能誤脫網(wǎng)；在LCGS發(fā)生單相接地故障情況下，PV不脫網(wǎng)。被動(dòng)式防孤島保護(hù)的時(shí)間定值要躲過本線路、其他線路和PV內(nèi)部嚴(yán)重故障的持續(xù)時(shí)間，否則可能會(huì)導(dǎo)致PV誤脫網(wǎng)。

2.3 防孤島保護(hù)與其他二次功能的配合

有源配電網(wǎng)中配置防孤島保護(hù)后，需要考慮與現(xiàn)有線路保護(hù)、變壓器保護(hù)、重合閘、備自投等二次設(shè)備的配合關(guān)系，總體原則是配置防孤島保護(hù)不能影響現(xiàn)有保護(hù)的動(dòng)作邏輯。一般認(rèn)為逆變器的電流內(nèi)環(huán)控制慣性較小，即故障后逆變器快速進(jìn)入穩(wěn)態(tài)過程，暫態(tài)過程只有幾毫秒[10]。

1）與線路和元件保護(hù)的配合

根據(jù)圖1中不同位置發(fā)生的多種故障情況，PV對保護(hù)和故障電流的影響見表2。

表2 各種故障情況下PV對保護(hù)和故障電流的影響

可見，故障期間PV可能引發(fā)外汲、助增、反向故障電流等問題，需要校驗(yàn)保護(hù)配置和定值整定。對于常見的饋線三段過電流保護(hù)：過電流Ⅰ、Ⅱ段一般根據(jù)最小運(yùn)行方式下短路電流整定，PV提供的故障電流有限，不會(huì)產(chǎn)生本質(zhì)影響；過電流Ⅲ段可能根據(jù)最大運(yùn)行方式下負(fù)荷電流和可靠系數(shù)來整定，這樣有可能受到PV影響，但是考慮到過電流Ⅲ段一般為后備保護(hù)，延時(shí)較大，助增一般不會(huì)引發(fā)越級(jí)動(dòng)作，外汲在Ⅰ、Ⅱ段失效情況下可能導(dǎo)致拒動(dòng)但概率不高。故防孤島保護(hù)與過電流保護(hù)不需要特別配合。

在弱電網(wǎng)系統(tǒng)中[11]，如果線路差動(dòng)保護(hù)負(fù)荷側(cè)存在高比例PV，引發(fā)相間短路后存在兩端故障電流相位差變大而影響差動(dòng)保護(hù)靈敏性甚至導(dǎo)致保護(hù)拒動(dòng)的問題。考慮到光纖差動(dòng)保護(hù)為主保護(hù)，動(dòng)作出口時(shí)間基本在30ms以內(nèi)，PV的低電壓穿越時(shí)間一般超過該時(shí)間，所以無法單純靠防孤島保護(hù)來解決該問題。

對于線路首端加裝逆功率保護(hù)的情況，發(fā)生孤島后可能出現(xiàn)孤島內(nèi)功率倒送給外界負(fù)荷的情況，此時(shí)防孤島保護(hù)時(shí)間應(yīng)小于逆功率保護(hù)動(dòng)作時(shí)間，避免逆功率保護(hù)動(dòng)作擴(kuò)大失電范圍。

對于小電流接地系統(tǒng)，由于單相接地是主要的故障類型，會(huì)配置基于暫態(tài)量、零序電流、諧波等原理的接地選線裝置。對于現(xiàn)場應(yīng)用最為廣泛的暫態(tài)量原理來說，由于逆變型分布式電源對暫態(tài)過程的作用接近大容量負(fù)荷[12-14]，PV不會(huì)影響基于暫態(tài)量原理的接地選線裝置。

對于PV可能導(dǎo)致變壓器Y側(cè)中性點(diǎn)過電壓的問題，一般在滲透率較高的配電網(wǎng)中較為嚴(yán)重，防孤島保護(hù)時(shí)間應(yīng)小于變壓器間隙保護(hù)動(dòng)作時(shí)間。

2）與安全自動(dòng)化設(shè)備的配合

PV會(huì)導(dǎo)致重合閘、備自投的檢無壓合閘失敗，如果改成檢有壓或檢同期都有可能不成功，此時(shí)防孤島保護(hù)時(shí)間應(yīng)小于重合閘、備自投判合閘等待時(shí)間；若重合閘、備自投方式為不檢則可以成功合閘，此時(shí)防孤島保護(hù)時(shí)間可以大于重合閘、備自投判合閘等待時(shí)間，以減少新能源脫網(wǎng)。重合閘、備自投重合后存在PV重新并網(wǎng)的問題，在不考慮電動(dòng)機(jī)負(fù)荷反送電的情況下，由于逆變器提供的電流有限，所以產(chǎn)生的合閘沖擊電流不大；重新并網(wǎng)后PCC電壓會(huì)被電網(wǎng)鉗制，PV逆變器的鎖相環(huán)（phase locked loop, PLL）會(huì)跟蹤系統(tǒng)相位實(shí)現(xiàn)同步。

就地型饋線自動(dòng)化（feeder automation, FA）遵循“無壓分閘、有壓合閘”的原則，PV可能導(dǎo)致電壓判別失敗，故防孤島保護(hù)時(shí)間應(yīng)小于就地型FA電壓判別等待時(shí)間。

集中型FA本質(zhì)是主站通過故障電流方向來隔離和恢復(fù)故障，不考慮PV情況下判定流過故障電流開關(guān)和沒有流過故障電流開關(guān)之間發(fā)生故障，PV提供的故障電流可能導(dǎo)致故障下游開關(guān)流過反向故障電流，進(jìn)而導(dǎo)致判別錯(cuò)誤。但是，由于PV輸出故障電流有限，這種誤判可能性不高。

3）PCC與逆變器自帶防孤島保護(hù)之間的配合

PCC如果配置防孤島保護(hù)裝置，與逆變器自帶的防孤島保護(hù)需要考慮配合。一般的配合方法有通過分段定值配合、停用逆變器防孤島保護(hù)、不進(jìn)行保護(hù)配合三種[15-16]，這里推薦不進(jìn)行保護(hù)配合。實(shí)際現(xiàn)場中，大部分PCC防孤島保護(hù)裝置與逆變器防孤島保護(hù)并未采取配合措施?？梢圆贿M(jìn)行保護(hù)配合的原因在于當(dāng)孤島形成時(shí)，首先斷開逆變器還是首先斷開PCC開關(guān)實(shí)際并不重要，因?yàn)檫@兩種情況都不影響其他防孤島保護(hù)判斷孤島狀態(tài)：如果PCC開關(guān)先斷開則形成孤島，逆變器防孤島保護(hù)動(dòng)作繼而將各逆變器切除；如果逆變器先跳機(jī)，則PCC失壓，PCC防孤島保護(hù)裝置低電壓保護(hù)動(dòng)作。

4）與低/高電壓穿越的配合

根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GB/T 37408—2019《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術(shù)要求》，A類逆變器需配置低/高電壓穿越功能（下文簡稱故障穿越）。逆變器的故障穿越能夠在電網(wǎng)故障時(shí)，保持在系統(tǒng)低/高電壓期間可靠聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行而不脫網(wǎng)[17-20]（一般為故障重合閘時(shí)間），輸出無功功率為電網(wǎng)電壓穩(wěn)定性提供支撐。由于故障穿越與孤島運(yùn)行的電氣量很難區(qū)分（故障穿越也可能存在頻率變化），所以逆變器一般只投入故障穿越或者防孤島保護(hù)其中一種。

在逆變器投入故障穿越且PCC配置防孤島保護(hù)時(shí)，防孤島保護(hù)時(shí)間應(yīng)長于故障穿越時(shí)間，否則防孤島保護(hù)跳閘后無法輸出無功功率導(dǎo)致故障穿越失效。在重合閘的動(dòng)作過程中，故障穿越需要超過第一次保護(hù)跳閘時(shí)間，在跳閘后進(jìn)入合閘等待時(shí)間內(nèi)系統(tǒng)形成孤島，此時(shí)不要求故障穿越必須能夠穿越孤島內(nèi)惡化的頻率和電壓環(huán)境，如果穿越成功且在合閘后再次發(fā)生故障，故障穿越有可能穿越第二次故障?？紤]到110kV及以下現(xiàn)場重合閘和備自投多整定為檢無壓，此時(shí)重合閘和備自投的時(shí)間定值應(yīng)大于防孤島保護(hù)動(dòng)作時(shí)間。值得注意的是，故障穿越只有在故障隔離前才有意義，孤島情況下注入無功功率類似于無功擾動(dòng)式防孤島保護(hù)，只會(huì)增加頻率偏差，不過這也間接提高了防孤島保護(hù)的靈敏性。

3 防孤島保護(hù)定值整定

根據(jù)前文的分析，防孤島保護(hù)的配合關(guān)系見表3。

表3 防孤島保護(hù)的配合關(guān)系

防孤島保護(hù)的保護(hù)定值需要參考表3，根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際保護(hù)配置來進(jìn)行整定。表4總結(jié)了相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)中被動(dòng)式防孤島保護(hù)推薦定值。

表4 被動(dòng)式防孤島保護(hù)推薦定值

（續(xù)表4）

注：為額定功率，為系統(tǒng)頻率，n為額定頻率，為最大檢測時(shí)間，為系統(tǒng)電壓，n為額定電壓，cycles為n的周期，為負(fù)荷品質(zhì)因數(shù)。

以表4中總結(jié)的最長動(dòng)作時(shí)間2.0s為例，依據(jù)表3中的配合關(guān)系，與上級(jí)變壓器間隙保護(hù)存在配合問題：變壓器間隙保護(hù)的主要作用是防止雷擊、單相接地、孤島后高滲透率PV供電等導(dǎo)致的中性點(diǎn)過電壓，只有高滲透率PV接入（滲透率達(dá)到1.0以上）才有可能導(dǎo)致間隙擊穿乃至達(dá)到間隙保護(hù)定值，在此情況下才有必要考慮與防孤島保護(hù)的時(shí)間配合。若在此情況下間隙保護(hù)必須投入，可以考慮上級(jí)線路末端（圖1中CB4與變壓器T1之間）增加保護(hù)和斷路器跳開接地故障（圖1中F5），避免發(fā)生過電壓。

4 結(jié)論

有源配電網(wǎng)發(fā)生非計(jì)劃孤島時(shí)除了小電流接地系統(tǒng)單相接地外，其他嚴(yán)重故障都有可能導(dǎo)致防孤島保護(hù)動(dòng)作或者誤動(dòng)作，防孤島保護(hù)時(shí)間定值需要考慮故障持續(xù)時(shí)間。應(yīng)用最為廣泛的被動(dòng)式防孤島保護(hù)存在檢測死區(qū)，其中頻率死區(qū)與無功缺額、負(fù)荷品質(zhì)因數(shù)強(qiáng)相關(guān)，電壓死區(qū)與有功缺額強(qiáng)相關(guān)，實(shí)際應(yīng)用中應(yīng)檢驗(yàn)有功、無功缺額最小、品質(zhì)因數(shù)最大情況下的動(dòng)作死區(qū)。防孤島保護(hù)需要與保護(hù)、安全自動(dòng)化設(shè)備等進(jìn)行配合，減小分布式電源對變壓器中性點(diǎn)過電壓、非不檢方式重合閘和備自投、FA故障自愈等的影響，此外需要考慮與故障穿越的配合。防孤島保護(hù)與上級(jí)變壓器間隙保護(hù)可能存在時(shí)間配合問題，建議校核高滲透率下PV產(chǎn)生的間隙擊穿電流或者給上一級(jí)線路末端增加保護(hù)和斷 路器。

針對現(xiàn)有防孤島保護(hù)存在的問題，以下問題值得進(jìn)一步研究：自適應(yīng)被動(dòng)式防孤島保護(hù)方法，實(shí)現(xiàn)能夠根據(jù)孤島前PCC功率缺額進(jìn)行動(dòng)態(tài)定值整定，減小保護(hù)死區(qū)；逆變器側(cè)故障穿越與防孤島保護(hù)的共存機(jī)制，考慮外電網(wǎng)最長故障隔離時(shí)間下退出故障穿越并投入防孤島保護(hù)，實(shí)現(xiàn)故障穿越與防孤島保護(hù)的就地一體化配置。

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Research on the configuration of passive anti-islanding protection in active distribution network

JIANG Miao YAN Wei XU Guangfu HUA Xiujuan HUANG Tao

(NR Electric Co., Ltd, Nanjing 211102)

With a large number of distributed generations injecting into the distribution network, anti-islanding protection should be installed, whose dead zone and coordination with other secondary functions needs to be further analyzed and studied. According to the evaluation formula of frequency and voltage deviation after islanding, the frequency dead zone of anti-islanding protection is strongly related to reactive power shortage and load quality factor, and the voltage dead zone is strongly related to active power shortage. It is necessary to evaluate the dead zone under the condition of minimum shortage and maximum load quality factor. The islanding operation caused by fault may lead to malfunction of anti-islanding protection in case of serious faults such as interphase short circuit and breakage. The anti-islanding protection time needs to avoid the fault duration. In addition, the anti-islanding protection time shall be less than the setting time of the upper transformer gap protection, reverse power protection, non-inspection mode reclose and standby automatic switching, local feeder automation, and greater than the fault crossing setting time. According to the configuration scheme given by this article, the setting analysis of the anti-islanding protection time is carried out according to the 2.0s configuration. If there exists photovoltaic with high permeability, it will lead to the malfunction of the upper transformer gap protection, and it is recommended to add protection and circuit breaker at the end of the upper line in this case.

active distribution network; distributed generation; photovoltaic (PV); anti-islanding protection; fault ride-through

2023-05-08

2023-08-10

姜 淼（1989—），男，碩士，工程師，主要研究方向?yàn)樾履茉唇尤腚娋W(wǎng)、繼電保護(hù)、儲(chǔ)能運(yùn)行與控制。

國網(wǎng)經(jīng)研院科技項(xiàng)目（5400-202256273A-2-0-XG）