李育燕，薛健斌，孫玉彤，胡云花，陳 陽

（1.國電南京自動化股份有限公司，江蘇 南京 210032；2.廣東電網(wǎng)公司珠海供電局，廣東 珠海 519000；3.珠海電力設(shè)計(jì)院有限公司，廣東 珠海 519000；4.江蘇中智電力設(shè)計(jì)院有限公司，江蘇 南京 210009）

0 引言

珠海220 kV琴韻變電站是廣東電網(wǎng)公司第一個投產(chǎn)的3C綠色變電站，它建立在IEC61850通信技術(shù)規(guī)范基礎(chǔ)上，按3層2網(wǎng)的模式來實(shí)現(xiàn)變電站內(nèi)智能電氣設(shè)備間的信息共享和互操作性，提高設(shè)備的智能化水平，為站域保護(hù)、站域控制策略的研制開發(fā)提供了理想的平臺。站域保護(hù)、站域控制策略的應(yīng)用能有效地解決傳統(tǒng)保護(hù)、控制固有的缺點(diǎn)，提高設(shè)備的可靠性。

220 kV琴韻變電站內(nèi)安裝的光伏發(fā)電系統(tǒng)，通過逆變電源和隔離變壓器經(jīng)站用變0.4 kV低壓系統(tǒng)并網(wǎng)發(fā)電。采用基于網(wǎng)絡(luò)和IEC61850標(biāo)準(zhǔn)（包括GOOSE機(jī)制）的站域孤島保護(hù)裝置，采集變電站區(qū)域內(nèi)與光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)相關(guān)部分的實(shí)時運(yùn)行信息，進(jìn)行集中判斷、運(yùn)算，實(shí)現(xiàn)基于站級的防孤島保護(hù)功能。本文以分布式并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)在3C綠色變電站并網(wǎng)發(fā)電為例，介紹了站域孤島保護(hù)的實(shí)現(xiàn)方法，并與傳統(tǒng)孤島保護(hù)進(jìn)行了比較分析。

1 分布式電源系統(tǒng)孤島現(xiàn)象

所謂孤島現(xiàn)象，是指分布式發(fā)電系統(tǒng)中，當(dāng)電網(wǎng)供電因事故或維修停電而跳開時，各個用戶端的分布式并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)（如光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電等）和周圍的負(fù)載形成的一個主供電網(wǎng)無法掌控的自給供電孤島發(fā)供電系統(tǒng)。針對孤島的研究已有很多[1-6]。分布式光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)處于孤島運(yùn)行狀態(tài)時會產(chǎn)生如下嚴(yán)重后果[7-8]：

a.主電網(wǎng)無法控制孤島系統(tǒng)中的電壓和頻率，如果分布式發(fā)電系統(tǒng)中的發(fā)電設(shè)備沒有電壓和頻率的調(diào)節(jié)能力，可能出現(xiàn)電壓和頻率超出允許的范圍，對用戶的設(shè)備造成損壞；

b.出現(xiàn)孤島系統(tǒng)運(yùn)行時，由于局部區(qū)域的電壓和頻率的變化具有不確定性，將影響電力系統(tǒng)中的重合閘及備用電源自動投入裝置的正確動作，可能會導(dǎo)致再次跳閘甚至損壞光伏發(fā)電系統(tǒng)和其他設(shè)備，不利于電力系統(tǒng)及時恢復(fù)區(qū)域負(fù)荷的正常供電；

c.與分布式并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)相連的區(qū)域可能仍然帶電，可能給檢修人員造成危險(xiǎn)，降低電網(wǎng)的安全性。

可見，研究孤島檢測方法及保護(hù)措施，將孤島產(chǎn)生的危害降至最低具有十分重要的現(xiàn)實(shí)意義。

2 傳統(tǒng)的防孤島效應(yīng)保護(hù)

目前GB/T19939—2005《光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求》中關(guān)于孤島效應(yīng)保護(hù)的配置，要求“應(yīng)設(shè)置至少一種主動和被動防孤島效應(yīng)保護(hù)”[9]。

a.被動防孤島效應(yīng)保護(hù)。

被動防孤島效應(yīng)保護(hù)就是通過檢測電網(wǎng)連接點(diǎn)處的頻率、電壓、相位跳變、電壓諧波等電氣量變化，來判斷是否與主電網(wǎng)斷開。主要包括過/欠電壓反孤島策略、過/欠頻率反孤島策略、相位跳變反孤島策略、電壓諧波檢測反孤島策略等[6]。

過/欠電壓、過/欠頻率反孤島策略是最基本的配置，其他基于異常電壓或頻率的反孤島方案也是依靠過/欠電壓、過/欠頻率保護(hù)方案來觸發(fā)并網(wǎng)逆變器停止工作的。在多臺并網(wǎng)逆變器運(yùn)行時，不會產(chǎn)生稀釋效果，不會影響電能質(zhì)量。但此反孤島策略有較大的不可檢測區(qū)，并且這種方案的動作時間不可預(yù)測[10]。

相位跳變反孤島策略的優(yōu)點(diǎn)是容易實(shí)現(xiàn)，不會影響并網(wǎng)逆變器輸出的電能質(zhì)量；和其他被動式方案一樣，多臺并網(wǎng)逆變器運(yùn)行時，不會產(chǎn)生稀釋效果。但此反孤島策略很難選擇不會導(dǎo)致誤動的定值，對于一些特殊負(fù)荷啟停時，如果相位跳變定值設(shè)定不合適，可能會導(dǎo)致誤動。

電壓諧波檢測反孤島策略主要是監(jiān)視3次諧波電壓的變化，當(dāng)3次諧波電壓超過一定值后，孤島保護(hù)就會動作。電壓諧波檢測反孤島策略能在很大范圍內(nèi)檢測孤島效應(yīng)，尤其適用于小規(guī)模分布式并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)，不會產(chǎn)生稀釋效應(yīng)。即使在功率匹配的情況下，也能檢測出孤島效應(yīng)，不會影響并網(wǎng)逆變器輸出的電能質(zhì)量；然而和相位跳變反孤島策略一樣，也存在定值選擇問題[11]。

在被動防孤島效應(yīng)保護(hù)中，由于相位跳變反孤島策略以及電壓諧波檢測反孤島策略定值難以確定，因此較少有廠家采用；而過/欠電壓、過/欠頻率反孤島策略則應(yīng)用較多，但這2種反孤島策略有較大的不可檢測區(qū)，在某些情況下無法檢測出孤島現(xiàn)象的出現(xiàn)，為此規(guī)程要求配置主動防孤島保護(hù)[7-12]。

b.主動防孤島效應(yīng)保護(hù)。

主動防孤島效應(yīng)保護(hù)是通過控制分布式電源對系統(tǒng)施加一個外部干擾，然后監(jiān)視系統(tǒng)的響應(yīng)來判斷是否形成孤島，主要包括頻率偏離、有功功率變動、無功功率變動、電流脈沖注入引起阻抗變動等[9]。有的主動檢測還可以構(gòu)成正反饋，加快孤島的瓦解[7-12]。

頻率偏離防孤島效應(yīng)策略主要分為：主動頻移防孤島效應(yīng)策略、基于正反饋的主動頻移防孤島效應(yīng)策略、滑模頻率偏移法防孤島效應(yīng)策略[7]。

主動頻移防孤島效應(yīng)策略與被動防孤島策略相比具有較小的不可檢測區(qū)，但頻率偏移降低了輸出的電能質(zhì)量，多臺并網(wǎng)逆變器運(yùn)行時可能會出現(xiàn)稀釋效應(yīng)；基于正反饋的主動頻移防孤島效應(yīng)策略，增加了對電網(wǎng)的擾動，具有更小的不可檢測區(qū)，但輸出電能質(zhì)量的降低更明顯；滑模頻率偏移法防孤島效應(yīng)策略在并網(wǎng)發(fā)電量大以及反饋環(huán)的增益大的情況下，可能帶來整體供電質(zhì)量下降以及暫態(tài)響應(yīng)等問題，并且當(dāng)RLC負(fù)載的相位增加變化快于逆變器擾動的相位變化時，可能會導(dǎo)致孤島檢測失敗[11]。

有功功率變動、無功功率變動防孤島效應(yīng)策略應(yīng)用于多臺并網(wǎng)逆變器同時運(yùn)行時，所進(jìn)行的功率擾動必須同步進(jìn)行，否則將出現(xiàn)稀釋效應(yīng)，并且動作值難以確定，當(dāng)電網(wǎng)不穩(wěn)定、大負(fù)荷突然投切或變電站內(nèi)VQC動作時，可能出現(xiàn)虛假孤島判斷現(xiàn)象。

電流脈沖注入引起阻抗變動防孤島效應(yīng)策略持續(xù)的輸入擾動會影響電能質(zhì)量，對于弱電網(wǎng)或電網(wǎng)本身波動較大時，很難實(shí)現(xiàn)阻抗監(jiān)測，當(dāng)有多臺并網(wǎng)逆變器運(yùn)行時，會相互干擾，可能出現(xiàn)虛假孤島判斷現(xiàn)象。

上述2種傳統(tǒng)的方法都有先天的不足，不能高效快速準(zhǔn)確地檢測到孤島的發(fā)生，因而需要尋找一種更可靠高效的方法。

3 基于網(wǎng)絡(luò)和IEC61850標(biāo)準(zhǔn)的站域孤島保護(hù)

3.1 背景技術(shù)

GOOSE：IEC61850系列標(biāo)準(zhǔn)中定義了通用變電站事件 GSE（Generic Substation Event）模型，為在站域系統(tǒng)范圍內(nèi)快速可靠地輸入、輸出數(shù)據(jù)值提供了有效的手段。其中包括了面向通用對象的變電站事件GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event），支持由數(shù)據(jù)集組織的公共數(shù)據(jù)交換，其經(jīng)表示層后直接映射至鏈路層和物理層，并且采用有優(yōu)先級和虛擬局域網(wǎng)（VLAN）標(biāo)志的交換式以太網(wǎng)技術(shù)，保證了報(bào)文傳輸?shù)膶?shí)時性，解決變電站快速通信需求。

SV：IEC61850系列標(biāo)準(zhǔn)中定義為數(shù)據(jù)采樣值。SV網(wǎng)：特指傳輸數(shù)據(jù)采樣的網(wǎng)絡(luò)。

站域孤島保護(hù)：通過對變電站內(nèi)信息的分布協(xié)同利用，并進(jìn)行集中處理判斷，實(shí)現(xiàn)站域孤島保護(hù)功能的裝置或系統(tǒng)。

過程層網(wǎng)絡(luò)：本方案采用SV與GOOSE合并組網(wǎng)方式。

3.2 站域孤島保護(hù)的基本工作原理

傳統(tǒng)的孤島保護(hù)裝置基本上是通過直接采集設(shè)備安裝處的電氣信息量來判斷孤島運(yùn)行狀態(tài)的，這主要是由于裝置間無法方便地實(shí)現(xiàn)信息交換與共享。220 kV琴韻變電站是3C綠色變電站，依托站內(nèi)高速通信網(wǎng)及發(fā)布/訂閱者通信機(jī)制，能夠方便地實(shí)現(xiàn)信息共享，這就為實(shí)現(xiàn)站域孤島保護(hù)提供了條件。

本方案實(shí)現(xiàn)的前提是在光伏發(fā)電系統(tǒng)處配置站域孤島保護(hù)裝置，在變電站內(nèi)與光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)相關(guān)位置均配置對應(yīng)的保護(hù)裝置或測控裝置（詳見圖1）。以上裝置均完全支持IEC61850標(biāo)準(zhǔn)，具有基于IEC61850標(biāo)準(zhǔn)（包括 GOOSE機(jī)制）的SV數(shù)字采樣網(wǎng)絡(luò)接口和GOOSE網(wǎng)絡(luò)接口，可以通過IEC 61850-9-2協(xié)議跨裝置接收來自其他設(shè)備的實(shí)時數(shù)字信號。

站域孤島保護(hù)裝置通過GOOSE及SV網(wǎng)絡(luò)與其他保護(hù)及測控裝置通信，獲取變電站區(qū)域內(nèi)與光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)相關(guān)部分實(shí)時運(yùn)行信息，進(jìn)行集中判斷、運(yùn)算，實(shí)現(xiàn)基于站級的防孤島效應(yīng)保護(hù)。

3.3 站域孤島保護(hù)的動作行為分析

站域孤島保護(hù)裝置通過過程層網(wǎng)絡(luò)及站控層網(wǎng)絡(luò)與相關(guān)保護(hù)及測控裝置連接（詳見圖2），構(gòu)成站域孤島效應(yīng)保護(hù)信息交換系統(tǒng)。站域孤島保護(hù)裝置通過網(wǎng)絡(luò)接收與并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)相關(guān)部分實(shí)時運(yùn)行信息，并根據(jù)這些信息完成實(shí)時判斷，具體過程如下所述。

3.3.1 站域孤島保護(hù)裝置與相關(guān)智能設(shè)備的安裝位置及分工

圖2 光伏發(fā)電系統(tǒng)站域孤島保護(hù)相關(guān)設(shè)備網(wǎng)絡(luò)連接示意圖Fig.2 Schematic diagram of networking connection among relative devices of station-domain islanding protection for grid-connected photovoltaic system

a.站域孤島保護(hù)裝置：安裝于光伏發(fā)電室，具有站域孤島保護(hù)及測控功能，負(fù)責(zé)采集光伏并網(wǎng)發(fā)電聯(lián)網(wǎng)出口斷路器（QF）位置、并網(wǎng)發(fā)電回路電流、斷路器發(fā)電側(cè)電壓與系統(tǒng)側(cè)電壓；經(jīng)網(wǎng)絡(luò)接收相關(guān)信息，并判斷是否出現(xiàn)孤島運(yùn)行狀態(tài)，跳開光伏并網(wǎng)發(fā)電聯(lián)網(wǎng)出口斷路器。

b.1號、2號站用變20 kV側(cè)保護(hù)裝置：安裝于20 kV高壓配電室站用變開關(guān)柜內(nèi)，具有站用變保護(hù)及測控功能，負(fù)責(zé)采集站用高壓側(cè)斷路器（QF1/QF2）位置、站用變回路負(fù)荷電流、20 kV母線電壓；經(jīng)網(wǎng)絡(luò)將相關(guān)信息送至站域孤島保護(hù)裝置。

c.1號站用變0.4 kV側(cè)測控裝置：安裝于0.4 kV低壓配電室低壓柜內(nèi)，具有站用變低壓側(cè)測控功能，負(fù)責(zé)采集QF11及QF12斷路器位置、1ATS切換開關(guān)位置、0.4 kV I段母線光伏發(fā)電支路QF24斷路器位置、0.4 kV I段母線電壓；經(jīng)網(wǎng)絡(luò)將相關(guān)信息送至站域孤島保護(hù)裝置。

3.3.2 站域孤島保護(hù)裝置運(yùn)行方式判斷

如圖1所示，設(shè)計(jì)光伏發(fā)電容量接近0.4 kV母線區(qū)域負(fù)荷，且遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于20 kV母線區(qū)域負(fù)荷，只有出現(xiàn)光伏發(fā)電系統(tǒng)帶0.4 kV母線區(qū)域負(fù)荷孤立運(yùn)行時，才有可能出現(xiàn)孤島效應(yīng)，如果光伏發(fā)電系統(tǒng)帶20 kV母線區(qū)域負(fù)荷孤立運(yùn)行時，站域孤島保護(hù)裝置內(nèi)被動孤島保護(hù)會快速動作，這不是本站域孤島保護(hù)應(yīng)考慮的范圍。

在220 kV琴韻變電站中光伏發(fā)電系統(tǒng)有以下2種運(yùn)行方式：運(yùn)行方式1，變電站的1號站用變帶0.4 kV I段母線運(yùn)行，光伏發(fā)電系統(tǒng)經(jīng)站用變低壓側(cè)0.4 kV I段母線并網(wǎng)發(fā)電；運(yùn)行方式2，變電站的2號站用變帶0.4 kV I段母線運(yùn)行，光伏發(fā)電系統(tǒng)經(jīng)站用變低壓側(cè)0.4 kV I段母線并網(wǎng)發(fā)電。

站域孤島保護(hù)裝置通過GOOSE網(wǎng)絡(luò)獲取變電站內(nèi)與產(chǎn)生孤島運(yùn)行狀態(tài)有關(guān)的斷路器均在合閘位置（QF1合位、QF11合位、1ATS 開關(guān) A 位置、QF24合位、QF合位）的信息，作為站域孤島保護(hù)裝置運(yùn)行方式1準(zhǔn)備好的判據(jù)，運(yùn)行方式1準(zhǔn)備好后經(jīng)固定延時，孤島保護(hù)啟動準(zhǔn)備工作方式1完成（該延時可整定，由使用單位確定）。

站域孤島保護(hù)裝置通過GOOSE網(wǎng)絡(luò)獲取變電站內(nèi)與產(chǎn)生孤島運(yùn)行狀態(tài)有關(guān)的斷路器均在合閘位置（QF2合位、QF12合位、1ATS 開關(guān) B 位置、QF24合位、QF合位）的信息，作為站域孤島保護(hù)裝置運(yùn)行方式2準(zhǔn)備好的判據(jù)，運(yùn)行方式2準(zhǔn)備好后經(jīng)固定延時，孤島保護(hù)啟動準(zhǔn)備工作方式2完成（該延時可整定，由使用單位確定）。

3.3.3 站域孤島保護(hù)裝置動作過程

站域孤島保護(hù)裝置通過GOOSE網(wǎng)絡(luò)獲取變電站內(nèi)與產(chǎn)生孤島運(yùn)行狀態(tài)有關(guān)的某個斷路器由合閘位置（HWJ）變?yōu)榉珠l位置（TWJ）的信息，作為孤島運(yùn)行狀態(tài)產(chǎn)生的啟動判據(jù)，此時站域孤島保護(hù)裝置經(jīng)延時發(fā)出跳閘控制命令，跳開光伏發(fā)電系統(tǒng)處的斷路器，該斷路器由合閘位置變?yōu)榉珠l位置，孤島保護(hù)動作完成。

在運(yùn)行方式1時，如果QF1斷路器由合位變?yōu)榉治弧F11斷路器由合位變?yōu)榉治换?ATS開關(guān)由A位置變?yōu)锽位置，且QF及QF24位置沒變化，則站域孤島保護(hù)裝置判斷孤島效應(yīng)產(chǎn)生，經(jīng)整定延時跳開光伏發(fā)電聯(lián)網(wǎng)斷路器QF。

在運(yùn)行方式2時，如果QF2斷路器由合位變?yōu)榉治?、QF12斷路器由合位變?yōu)榉治换?ATS開關(guān)由B位置變?yōu)锳位置，且QF及QF24位置沒變化，則站域孤島保護(hù)裝置判斷孤島效應(yīng)產(chǎn)生，經(jīng)整定延時跳開光伏發(fā)電聯(lián)網(wǎng)斷路器QF。

3.3.4 站域孤島保護(hù)裝置的抗干擾思考

本案例站域孤島保護(hù)是由域孤島保護(hù)裝置、1號站用變20 kV側(cè)保護(hù)裝置、2號站用變20 kV側(cè)保護(hù)裝置、1號站用變0.4 kV側(cè)測控裝置、過程層（GOOSE+SV）網(wǎng)絡(luò)、站控層MMS網(wǎng)絡(luò)組成。由于站域孤島保護(hù)主要是經(jīng)網(wǎng)絡(luò)獲取相關(guān)裝置采集的與出現(xiàn)孤島運(yùn)行狀態(tài)有關(guān)的位置信息，來判斷是否出現(xiàn)孤島狀態(tài)，這就需要考慮狀態(tài)采集的可靠性及網(wǎng)絡(luò)傳輸?shù)陌踩?，在?shí)際應(yīng)用中本文采取了以下措施：各裝置均按雙位置來采集有關(guān)位置信息，并進(jìn)行有效性判斷，通過網(wǎng)絡(luò)發(fā)布的信息也要求按雙位置傳送，并附加校驗(yàn)信息；交換機(jī)的網(wǎng)絡(luò)接口及裝置的網(wǎng)絡(luò)接口均按光口配置；網(wǎng)絡(luò)采用組播方式有效控制信息流向及流量；優(yōu)先采用過程層（GOOSE+SV）網(wǎng)絡(luò)，當(dāng)判斷出現(xiàn)信息異常或網(wǎng)絡(luò)異常時，站域孤島保護(hù)裝置會利用站控層MMS網(wǎng)上的信息提供輔助判斷，降低信息及通道異常帶來的影響。

由于出現(xiàn)孤島現(xiàn)象時，區(qū)域的發(fā)電功率與負(fù)荷功率接近，聯(lián)網(wǎng)支路負(fù)荷電流接近零，因此，無法用電流作為輔助判據(jù)。

3.3.5 站域孤島保護(hù)裝置的整定原則的思考

站域孤島保護(hù)主要需考慮的整定時間有：站域孤島保護(hù)功能運(yùn)行方式準(zhǔn)備時間及站域孤島保護(hù)動作時間。

站域孤島保護(hù)裝置上電正常工作后需要先判斷運(yùn)行方式，在不同的運(yùn)行方式判斷是否出現(xiàn)孤島運(yùn)行狀態(tài)。因此，站域孤島保護(hù)功能運(yùn)行方式準(zhǔn)備時間要考慮如下2種因素。

首先要考慮與判斷運(yùn)行方式有關(guān)的位置接點(diǎn)是否均接通，若均接通則認(rèn)為孤島保護(hù)準(zhǔn)備工作已完成。因此，站域孤島保護(hù)功能運(yùn)行方式準(zhǔn)備時間從與運(yùn)行方式有關(guān)的位置接點(diǎn)均接通過后開始計(jì)算。

另外對可能出現(xiàn)孤島運(yùn)行狀態(tài)的時間分析可知，當(dāng)光伏發(fā)電系統(tǒng)或風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)投入?yún)^(qū)域電網(wǎng)時，可能恰逢出現(xiàn)或即將出現(xiàn)孤島運(yùn)行狀態(tài)的運(yùn)行方式，但此時光伏發(fā)電系統(tǒng)或風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)還沒有進(jìn)入發(fā)電程序，不用考慮是否會出現(xiàn)孤島效應(yīng)。因此，站域孤島保護(hù)功能運(yùn)行方式準(zhǔn)備時間還應(yīng)按小于光伏發(fā)電系統(tǒng)或風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)啟動并開始進(jìn)入發(fā)電的延時。

對可能出現(xiàn)孤島運(yùn)行原因分析可知，上級電力系統(tǒng)失壓并可能出現(xiàn)線路重合閘動作或20 kV備自投動作情況；本地站用變20 kV開關(guān)或0.4 kV開關(guān)跳開，并可能出現(xiàn)0.4 kV側(cè)1ATS開關(guān)自動切換系統(tǒng)動作；1ATS開關(guān)由A位置經(jīng)“停止”位置人為切換到B位置。為防止孤島運(yùn)行時發(fā)生非同期合閘現(xiàn)象，必須提前停止發(fā)電，因此，域孤島保護(hù)裝置的動作時間T需整定如下：T＜線路重合閘整組動作時間-發(fā)電機(jī)出口開關(guān)固有跳閘時間-Δt（建議取300～500 ms）；T＜備自投整組動作時間-發(fā)電機(jī)出口開關(guān)固有跳閘時間 -Δt（建議取 300～500 ms）；T＜1ATS 開關(guān)切換時間-發(fā)電機(jī)出口開關(guān)固有跳閘時間-Δt（建議取300～500 ms）。域孤島保護(hù)裝置的動作時間取以上計(jì)算結(jié)果的最小值。

4 站域孤島保護(hù)的評價

站域孤島保護(hù)裝置與其他相關(guān)裝置配合，通過過程層網(wǎng)絡(luò)交互實(shí)時信息，根據(jù)全站相關(guān)信息來進(jìn)行判斷，而不是采用局部信息進(jìn)行判據(jù)，實(shí)現(xiàn)站域孤島保護(hù)功能。所有的保護(hù)判斷功能，都由一臺裝置全部實(shí)現(xiàn)。裝置實(shí)現(xiàn)方法直接，判據(jù)完善，充分考慮各種運(yùn)行方式及網(wǎng)絡(luò)故障或通信中斷的情況（即如圖2所示，當(dāng)過程層網(wǎng)絡(luò)故障或通信中斷時，該系統(tǒng)會切換到站控層網(wǎng)絡(luò)交換信息，保證站域孤島保護(hù)裝置的正常工作，同時發(fā)出告警信號），具有較高的準(zhǔn)確性和可靠性。

站域孤島保護(hù)裝置不影響電網(wǎng)的電能質(zhì)量，可與其他主動及被動孤島保護(hù)配合使用，沒有死區(qū)。

擁有強(qiáng)大的網(wǎng)絡(luò)功能和通信能力。從硬件上配有多個獨(dú)立的以太網(wǎng)接口。支持電力行業(yè)通信標(biāo)準(zhǔn)DL/T667—1999（IEC60870-5-103）和新一代變電站通信標(biāo)準(zhǔn)IEC61850，能與故障錄波系統(tǒng)、保護(hù)分析系統(tǒng)、監(jiān)控及自動化系統(tǒng)配合使用，實(shí)現(xiàn)全站測控。

擁有全站同步采樣和SOE上送能力。裝置對時接口可支持多種GPS對時方式，包括接點(diǎn)對時、485對時，支持IRGB碼對時。

站域孤島保護(hù)裝置適用于風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電等分布式電源的孤島保護(hù)。

5 結(jié)語

基于網(wǎng)絡(luò)和IEC61850標(biāo)準(zhǔn)的站域或廣域保護(hù)控制、裝置或系統(tǒng)是今后電力系統(tǒng)發(fā)展的方向。新技術(shù)的使用，為各種保護(hù)、控制判別提供了新的方法和改進(jìn)空間，在今后的應(yīng)用中必將有廣闊的前景。