01
防孤岛保护装置是什么
防孤岛保护：根据《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964-2012第12.3.3条的规定：“光伏发电站应配置独立的防孤岛保护装置，动作时间应不大于2s。”以及《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866-2013第6.3.2条的规定：“光伏发电站需要配置独立的防孤岛保护装置，保 证电网故障及检修时的安全”。总结规范所述，分布式电源检测到孤岛现场时，应迅速断开与主电网连接的断路器，断开连接时间需在2s内。以防止光伏电站所发电量与用户站负荷量匹配，形成自发自用的小系统，与主电网脱轨。
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防孤岛保护装置商务咨询
防孤岛保护装置是通过微机保护技术制造出来的电力二次产品，具有一定的稳定、可靠、速断、灵敏等特点。
防孤岛保护装置主要由硬件和软件组成。其中硬件包括模拟量采集、电源、开关量输出等等，软件为防孤岛相关程序。防孤岛保护装置主要应用在新能源光伏发电项目、风力发电、余热发电等等项目中。防孤岛保护装置是在电网出现故障时，为了防止发电机组或者光伏逆变器发出的电再次影响电网的稳定，而跳开并网开关，保障电网的稳定的一种保护装置。
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02
防孤岛保护装置的作用
1、当电网侧失电的时候，需要维修人员去检修，这时光伏本侧还处于正常发电状态，会持续向电网输电，而防孤岛保护装置会向并网开关发出命令，让其跳闸，保护光伏两侧维修人员的生命安全。
2、当光伏本侧或者电网侧任何一侧出现频率、电压或者过载运行时防孤岛保护装置也会迅速向并网开关发出命令，让其跳闸，保护两侧主设备不受伤害，避免发生事故。
3、当故障解除后，光伏两侧都处于正常状态。这时防孤岛保护装置就会检测到相关信号，自动合上并网开关，让其正常工作，省去了人工并网的繁琐。
03
防孤岛保护装置的功能
保护功能![]()
防孤岛保护装置的保护功能
测控功能![]()
防孤岛保护装置的保护功能
通讯功能![]()
防孤岛保护装置的保护功能
GPS对时功能
支持IRIG-B对时
信息保护功能
装置描述的远方查看。
设备参数定值的远方查看。
保护定值和区号的远方查看、修改功能。
软压板状态的远方查看、遥控和就地投退功能。
装置保护开入状态的远方查看。
装置运行状态（包括保护动作元件的状态和自检报警信息等）的远方查看。
远方对装置信号复归。
04
防孤岛保护装置的工作原理
频率过高I段工作原理1.“频率过高I段“—投；
2.采集到的频率≥“频率过高I段定值”；
3.三相电流（Ia、Ib、Ic）中有一相电流≥0.1A；或者采到合位信号（R1=1）；
4.Ua≥5V（PT 为VV接法时Uab≥5V）。
5.延时时间≥“频率过高I段延时”；
满足以上条件，则立即驱动3J（C7/C8）、4J（C9/C10）、5J（C11/C12）。同时也驱动事故信号11J（C1/C3）。液晶显示动作名称，面板事故灯亮。动作的逻辑框图如1所示：
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图1：频率过高保护动作逻辑图
说明：频率过高II段的原理同频率过高I段
过电压I段工作原理1.“过电压I段“—投；
2. 当采集到的线电压中线电压max≥“过电压I段定值”；
3. 三相测量电流（Ia、Ib、Ic）中有一相电流≥0.1A；或者采到合位信号（R1=1）；
4. 延时时间≥“过电压I段延时”；
满足以上条件，则立即驱动3J（C7/C8）、4J（C9/C10）、5J（C11/C12）。同时也驱动事故信号11J（C1/C3）。液晶显示动作名称，面板事故灯亮。动作逻辑框图如图所示：
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过电压保护动作逻辑图
说明：过电压II段的原理同过电压I段
频率突变工作原理1.“频率突变“—投；
2. df/dt ≥“频率突变定值”；
3. 三相电流（Ia、Ib、Ic）中有一相电流≥0.1A；或者采到合位信号（R1=1）；
4. 延时时间≥“频率突变延时”；
满足以上条件，则立即驱动3J（C7/C8）、4J（C9/C10）、5J（C11/C12）。同时也驱动事故信号11J（C1/C3）。液晶显示动作名称，面板事故灯亮。
若是“频率突变闭锁低频”—投，则发生频率突变的时候闭锁频率过低保护。动作逻辑框图如图所示：
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频率突变保护动作逻辑图
逆功率工作原理1.“逆功率“—投；
2. 二次功率值为负，且功率值的绝 对值≥“逆功率定值”；
3. 延时时间≥“逆功率延时”；
满足以上条件，则立即驱动3J（C7/C8）、4J（C9/C10）、5J（C11/C12）。同时也驱动事故信号11J（C1/C3）。液晶显示动作名称，面板事故灯亮。
二次逆功率:
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逆功率保护动作逻辑图
外部联跳工作原理1.“外部联跳”投;
2. 开入量6有信号(R6=1);
满足以上条件，则立即驱动3J（C7/C8）、4J（C9/C10）、5J（C11/C12）。同时也驱动事故信号11J（C1/C3）。液晶显示动作名称，面板事故灯亮。
过电流工作原理1． 过电流－“投”；
2．保护电流ia、ib、ic任何一相≧过电流定值（Idz2）；
3．加入电流时间≧过电流延时 Tzd2；
满足以上条件，保护立即出口3J(C7/C8)、 4J（C9/C10）、5J（C11/C12），同时驱动事故信号继电器11J(C1/C3)（直到手动复归，继电器才返回），液晶显示报动作信息，面板事故灯亮。
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过电流保护动作逻辑图
PT断线工作原理1． PT断线－“投”；
2．对于非全相断线：若为中性点不接地系统|u0z-u0|≥4V（即：自产零序电压与采样的零序电压差值大于4V）
若为中性点接地系统|u0z-u0|≥8V（即：自产零序电压与采样的零序电压差值大于8V）
系统中性点接地方式可在保护投退（RLP19 中性点接地系统）中设置
对于三相PT断线：当三相母线线电压Uab、Ubc、Uca均≤20V，且进线电压ux≥70V，开关为合位，装置判断发生3相断线
3．若PT断线投入，装置经过PT断线延时（Tpt1）后发告警信号，并驱动告警信号继电器12J （C2/C3）（直到手动复归，继电器才返回），面板告警灯亮。
若PT断线投入，则发生pt断线时装置瞬时闭锁低电压保护。
注：该PT断线判据仅适用于高压YY接线方式，对于低压400V系统因为不存在PT所以不应投入PT断线，对于VV接法，该判剧无法有效的判别出PT断线,所以不应投入PT断线。
U0z：自产零序电压，中性点不接地系统时，值等于三相电压矢量和/1.732，中性点接地系统时，值等于三相电压矢量和*1.732。动作的逻辑框图如图所示：
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图8：PT断线保护动作逻辑图
有压自动合闸工作原理1． “有压自动合闸”—投；
2．主网侧电压恢复正常(三个线电压uab、ubc、uca都大于电压下限定值且小于电压上限定值)；
3．主网侧频率正常（频率F大于频率下限定值且小于频率上限定值）；
4．断路器为分位（R2=1）；
5．非检修状态（R10=0）；
5．发电侧电压Ux<5V；
6．满足以上条件的持续时间≧有压合闸延时（Tuzd3）；
满足以上条件，则驱动合闸出口6J（C13/C14）。6J保持3S返回或者检测到合位信号后返回，同时也驱动事故信号11J（C1/C3）。液晶显示动作名称，面板事故灯亮。若合闸成功（检测到合位信号）则显示有压合闸成功；否则显示有压合闸失败。动作的逻辑框图如图9所示：
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图9：有压合闸动作逻辑图
注1：所有保护动作后，有压自动合闸可动作一次，若动作成功后20S内保护再次动作，则永远闭锁自动有压合闸，直到手合命令发出后再次开放有压合闸；若动作成功后20S内保护没有动作（保持在合位），则开放有压合闸。
注2：装置在合位时收到手跳信号后，3S内检测到分位信号，则闭锁有压合闸，直到手合命令发出后再次开放有压合闸。3S内如没有检测到分位信号（有合位），清除闭锁合闸标志。
注3：装置处于检修（检修开入有信号），闭锁有压合闸功能。
注4：合闸次数可设（1~5次），一般设为1即可。
注5：有压合闸失败后，不会再次自动合闸，直到收到手动合闸信号后（此时要3S内检测到合位信号）开放有压合闸。
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