CN110632413A - 一种延时触发的无功功率扰动孤岛检测方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出了一种延时触发的无功功率扰动法，适用于并网光伏发电系统的孤岛检测技术。该方法以总谐波畸变率(THD)突变为触发条件，以并网系统公共耦合点(PCC)的频率变化为孤岛判据，在THD突变后延时一段时间再注入扰动电流以实现主动式孤岛检测。本发明还给出延时时长整定值的计算公式，可以有效识别孤岛现象，并解决了在传统的无功功率扰动法中扰动偏移量与负载偏移量相抵消这一难题。

Description

一种延时触发的无功功率扰动孤岛检测方法

技术领域

本发明涉及一种延时触发的无功功率扰动孤岛检测方法，属于新能源领域中的故障检测技术。

背景技术

近年来，随着新能源发电技术的迅猛发展，光伏发电(PV)系统的并网规模越来越大，这对电网运行的可靠性和安全性提出了新的要求。并网逆变器在工作时对并网点的电流和电压进行实时测量，除了检测常规故障外，还需要考虑一种特殊的运行状态，即孤岛现象。按照IEEE Std.929(参考文献[1]：IEEE-SA Standards Board.IEEE Standard 929—2000 IEEE recommended practice for utility interface of photovoltaic(PV)systems[S].2005.)对孤岛的定义，孤岛现象是指当电网由于发生故障或停电检修等原因中断供电时，分布在各处的并网发电系统未能检测出电网断电，继续保持向周围的负载供电，从而形成一个由并网发电系统与负载组成的自给供电孤岛。孤岛的产生会使电压和频率失去控制，严重时可能引起电气设备的损坏、电网重合闸失败，甚至危害检修人员的生命安全，因此，研究孤岛现象的检测和防护具有重要意义。

现有文献中的PV系统孤岛检测方法主要分为两大类，即外部检测法和内部检测法。其中外部检测法也称电网端检测法，是指在电网端通过监视开关状态或者投切负荷的方式，来判断是否发生孤岛，主要包括电力载波通讯法、电抗插入法和配电自动化检测法三种。由于经济成本过高以及其他一些缺陷，外部检测法往往很少被各类分布式发电站采用。内部检测法又分为内部无源检测法和内部有源检测法。内部无源检测法又称被动检测法，它通过检测孤岛现象发生前后公共耦合点(PCC)电压、频率、相位和谐波等电气量的变化来判断是否发生孤岛。这类方法原理简单、成本较低，但其精度受门槛值设定的影响较大，常存在较大的检测盲区。内部有源检测法又称主动检测法，它通过有意地向PV系统中引入扰动信号来监控系统中电压、频率以及阻抗的相应变化，以此来判断是否发生孤岛。相比于被动检测法，主动检测法能够有效减小或消除孤岛检测所存在的盲区问题，但是扰动量的引入也会在一定程度上降低电能质量。

无功功率扰动法是主动检测法的一种，它通过注入无功功率干扰分量使PCC点频率或电压的变化超过正常工作范围，以此来实现孤岛检测。图1是典型的PV系统并网模型，负荷类型为恒阻抗负荷，按照IEEE Std.1547.1(参考文献[2]：IEEE-SA StandardsBoard.IEEE Standard 1547.1—2005 IEEE standard conformance test proceduresfor equipment interconnecting distributed resources with electric powersystems[S].2005.)的要求使用RLC并联负载。正常运行时，PV并网系统中PCC点的频率f受到主电网的钳制作用，始终稳定在50Hz左右，即不受输出功率变化的影响；当系统处于孤岛状态时，并网变压器低压侧断路器断开，f的值由i_q/i_d决定，且随着i_q/i_d的变化而变化。通常恒电流控制的并网逆变器输出功率因数为1，因而在无扰动时输出电流无功分量i_q＝0。根据理论分析可以推导出PV的输出无功电流i_q与PCC点的频率f有如下关系：

式中，

为品质因数，

为负载的谐振频率。由式(1)可知，忽略掉平方项以后，当RLC参数一定时，f与i_q/i_d呈线性关系。根据国标GB/T 19964—2012(参考文献[5]：中国国家标准化管理委员会.GB/T 19964—2102光伏发电站接入电力系统技术规定[S].北京：中国标准出版社，2012.)规定，并网系统运行的正常频率范围是49.5～50.5Hz。频率检测法就是根据f是否超出正常范围来判断系统是否处于孤岛状态；而在频率检测法的盲区，通过人为地改变i_q的值，也可使孤岛运行时的f超出正常范围，从而达到检测孤岛的目的，这就是无功功率扰动法的基本原理。

传统的无功功率扰动法通过周期性地注入无功功率来检测孤岛，不仅对电能质量会产生较大影响，而且有可能会遇到扰动偏移量和负载偏移量相抵消的问题，即以下两种特殊情况：A.在设定的孤岛检测时段内PCC点频率已经越限，而功率扰动的作用使频率稳定于正常范围内，从而造成孤岛检测失败；B.功率扰动在PCC点频率越限之前就已注入，但是其效果却使本应越限的频率不再越限，孤岛检测失败。参考文献[3](鲍晓婷,陈永强,张超等.一种改进的频率正反馈无功电流扰动孤岛检测研究[J].电测与仪表,2018,55(15):25-30.)提出一种改进的无功电流扰动法，把扰动电流分为传统的周期性扰动量i_q1和频率正反馈扰动量i_q2以此来减小扰动电流对电能质量的影响，并且引入符号函数sign(f-f_g)来克服负载端对单一方向扰动的抵消，这种方法可以解决上述特殊情况A，但无法解决第二种特殊情况。参考文献[4](马聪,高峰,李瑞生等.新能源并网发电系统低电压穿越与孤岛同步检测的无功功率扰动算法[J].电网技术,2016,40(5):1406-1414.)提出的无功扰动算法以孤岛检测期间PCC点频率变化量的最大值作为孤岛判据来解决上述特殊情况A，但是该方法需要以电压被动检测法作为触发方式，并且仍然无法解决特殊情况B。

发明内容

本发明的目的是针对现有技术的不足，考虑了PV系统并网点在孤岛状态时的频率变化时间和总谐波畸变率(THD)变化时间的不同，提出了一种基于THD突变延时触发的无功功率扰动法来进行孤岛检测方法来解决扰动偏移量与负载偏移量相抵消的问题。

本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：一种延时触发的无功功率扰动孤岛检测方法，所述方法为：在光伏发电系统中，总谐波畸变率(THD)突变后，延时触发无功扰动，并以公共耦合点(PCC)频率f的变化作为判据判定光伏发电系统是否处于孤岛状态。

进一步地，具体包括如下步骤：

步骤一：当检测到光伏发电系统并网点THD发生突变时，延时Δt时间后在光伏发电系统中注入无功电流i_q ^*，同时计算孤岛检测时间内PCC点频率最大值与最小值之差Δf_m；所述孤岛检测时间小于2s；

步骤二：若PCC点频率f超出正常范围或者Δf_m超过整定值，则判定光伏发电系统处于孤岛状态。

进一步地，Δt的整定值为：

其中，k为PCC点频率刚开始变化时，PCC点频率对时间的导数。

进一步地，所述步骤二中，当

(1)f<49.5Hz或f>50.5Hz持续0.1s以上；或者

(2)Δf_m>0.5Hz；

即可判定系统处于孤岛状态。

本发明的有益效果是：1)以THD突变为触发条件，较之传统的周期性触发方式，本发明对电能质量的影响更小；2)引入延时环节并给出延时时长的整定值Δt，能够有效克服扰动偏移量和负载偏移量相抵消的问题；3)以孤岛检测时间内PCC点频率最大值与最小值之差Δf_m是否超过0.5Hz作为孤岛判据，较之现有的频率是否超出49.5～50.5Hz的这一判据，适用范围更广。

附图说明

图1为光伏发电系统并网模型；

图2为现有的无功功率扰动法遭遇特殊情况时频率与时间的关系曲线；

图3为本发明所提出的无功功率扰动法在孤岛检测期间频率与时间的关系曲线；

图4为光伏发电系统并网仿真模型；

图5为现有的无功功率扰动法的仿真结果；

图6为现有的无功功率扰动法遭遇特殊情况A时的仿真结果；

图7为现有的无功功率扰动法遭遇特殊情况B时的仿真结果；

图8为本发明所提出的无功功率扰动法的仿真结果。

具体实施方式

下面根据附图详细说明现有技术的缺陷和本发明的原理。

现有技术下的无功功率扰动孤岛检测方法

现有的无功功率扰动法在遇到背景技术中所述的两种特殊情况时，无功扰动所产生的效果有可能和频率的偏移相抵消，即扰动偏移量和负载偏移量相互抵消。首先讨论特殊情况A，这种特殊情况通常不会造成孤岛检测失败。如图2所示，PV系统在产生孤岛之前，PCC点频率f与主电网频率f_g＝50Hz基本相等；t₀时刻产生孤岛，f上升并且超出正常范围(49.5～50.5Hz)；t₁时刻引入无功扰动。通常在引入无功扰动电流i_q ^*时，为了防止扰动偏移量Δf₂与负载偏移量Δf₁相互抵消，一般设扰动函数为

式中K是扰动系数，i_d是PV系统输出电流的有功分量，sign是符号函数，sign(f-f_g)可以保证扰动前后的频率偏移量相互叠加，例如图2中的曲线1的总频率偏移量Δf＝Δf₁+Δf₂’，此时f>50.5Hz，孤岛检测成功。然而有些情况下，为了考虑系统中其他方面(如低电压穿越等)的要求，扰动函数的设置有可能使扰动前后f的偏移量相互抵消，这时通常把孤岛检测期间频率最大值f_max和最小值f_min之差是否超过0.5Hz作为孤岛判据，例如图2中的曲线2的总频率偏移量Δf＝Δf₁-Δf₂”，稳定后49.5Hz<f<50.5Hz，但是f_max-f_min>0.5Hz，孤岛检测依然能够成功。

接下来重点讨论特殊情况B。如图2中的曲线3所示，假设由于PV系统内部波动f在t₀时刻略低于主电网频率f_g，无功扰动在t₁’时刻引入，此时f还未来得及上升为正。在式(2)的扰动函数的作用下，正向的负载偏移量Δf₁和负向的扰动偏移量Δf₂相互抵消，总频率偏移量Δf＝Δf₁-Δf₂，稳定后49.5Hz<f<50.5Hz，且f_max-f_min<0.5Hz，孤岛检测失败。特殊情况B之所以孤岛检测失败，主要原因在两个方面：1)PV系统内部不稳定造成孤岛产生时刻PCC点频率与主电网频率不相等，这种在正常范围(49.5～50.5Hz)内的波动属于正常现象；2)无功扰动引入时刻距离孤岛发生时刻太近造成系统频率来不及变化，传统的周期性扰动方式和常见的谐波触发扰动方式都有可能造成无功扰动在图2中的t₁’时刻引入。

本发明所提出的无功功率扰动孤岛检测方法

当PV系统正常运行时，主电网可视为一个大容量电压源，PCC点电压与主网侧相同，谐波电流流入阻抗较小的主电网中，此时THD接近于零；一旦发生孤岛，PV单独向本地负荷供电，谐波电流流入阻抗较大的本地负载中，此时PCC点的谐波含量会立即大幅度增加，即THD发生突变。传统的被动式谐波检测法就是根据谐波电压或者THD的变化来判断孤岛的。然而，由于PV内部波动或者主网侧背景谐波增加(如大容量非线性负荷投入)也会造成谐波电压的突增，传统的谐波检测法经常会造成孤岛误判。另外，考虑到孤岛发生时PCC点频率需要经过一段时间变化才能达到新的稳定值，即f不能突变，因此本发明提出了一种延时触发的无功功率扰动孤岛检测方法，该方法把THD的突变作为无功扰动的触发方式，而把f的变化作为孤岛判据。即在光伏发电系统中，总谐波畸变率(THD)突变后，延时触发无功扰动，并以公共耦合点(PCC)频率f的变化作为判据判定光伏发电系统是否处于孤岛状态。本发明的方法具体包括如下步骤：

本发明方法可以解决特殊情况B，具体的实现方案如图3所示。在图3中，PV系统的控制系统中设置THD检测模块、无功扰动模块以及频率检测模块，其中THD检测模块具备延时功能；假设t₀时刻孤岛产生，THD检测模块检测到THD发生突变进入孤岛检测时间，PCC点频率f开始变化；t₁时刻f达到新的稳定值；t₂时刻注入无功扰动电流，f又开始变化；t₃时刻f又一次达到稳定。频率检测模块检测从t₀以后的孤岛检测时间内任何时刻的f值，同时计算孤岛检测时间内频率最大值和最小值之差Δf_m＝f_max-f_min，若满足以下两个判据之一，则判定PV系统处于孤岛状态：

(1)f<49.5Hz或f>50.5Hz持续0.1s以上(排除暂态情况下f短时间内超出正常范围的可能性)；

(2)Δf_m>0.5Hz。

在上述过程中，THD检测模块在检测到THD突变以后，延时Δt＝t₂-t₀时间再向无功扰动模块发送触发信号，无功扰动模块收到触发信号以后立即注入扰动电流。记t₀～t₁期间f对应的曲线段为L_f，由(1)式分析知f在孤岛发生后近似呈线性变化，故可设L_f斜率绝对值为k，即k为PCC点频率刚开始变化时，PCC点频率对时间的导数；L_f或其延长线与频率正常范围的边界(f＝50.5Hz和f＝49.5Hz)的交点对应的时间点为t₄。根据国标GB/T 19964—2012(参考文献[5])规定，PV系统的孤岛检测及防孤岛动作应在2s内完成，因而孤岛检测时间越短越好，无功扰动注入时刻也应尽可能提前。又因为无功扰动注入时刻t₂须在t₄之后即t₂>t₄，且为了f有可能超出49.5～50.5Hz达上文所述的0.1s以上，所以触发延时时长的整定值(单位：s)为：

其中k在实际情况下，可以在控制系统投入使用之前，通过现场实验测得。

根据所提出的孤岛判据Δf_m>0.5Hz和整定的延时时长Δt，本发明可以有效克服无功功率扰动法中扰动偏移量和负载偏移量相抵消的问题。与现有的无功功率扰动法相比，本发明所具有的优点有：

1)对电能质量的影响更小；

2)孤岛检测的准确性更高，实现了完全无盲区检测；

3)较之旧判据f<49.5Hz或f>50.5Hz，新判据Δf_m>0.5Hz的适用范围更广。

仿真案例验证本发明的有效性

基于Matlab/Simulink仿真平台搭建的PV并网仿真模型如图4所示。主电网相电压有效值为220V，频率为50Hz；在MPPT控制系统作用下PV输出有功功率在86800W左右，由于图4中的光伏发电系统包含滤波模块，故会输出一定的无功功率，大约在36200Var左右；仿真总时长为4s，1s时刻断路器跳闸产生孤岛，根据上文所述，孤岛检测须在3s时刻之前完成。参考IEEE Std.1547.1(参考文献[2])所规定的最恶劣的情况，当品质因数Q＝2.5且负载功率与PV输出功率完全匹配时，孤岛检测难度最大。因此，图5中的负载参数可设置为：有功功率P＝86800W，感性无功功率Q_L＝235835Var，容性无功功率Q_C＝-199669Var。1s时刻产生孤岛，2s时刻引入无功电流扰动i_q ^*＝0.1i_d＝-0.0085，仿真结果如图5所示。由图5可知，PCC点频率f处于被动检测盲区，发生孤岛后f略有偏移但基本保持50Hz不变；注入扰动电流以后，THD受到较大影响，f发生偏移直至超出正常范围(49.5～50.5Hz)，孤岛检测成功。另外，f由50Hz偏移至正常范围边界(49.5Hz)大约需要0.25s时间，而THD在孤岛产生瞬间以及扰动瞬间即可发生突变，孤岛产生后0.05s内THD偏移至0.02以上。

在此基础上，采用现有技术，把品质因数Q改为0，则负载参数设置为：P＝86800W，Q_L＝36500Var，Q_C＝0。2s时刻引入无功电流扰动i_q ^*＝0.1i_d＝-0.00085，可以得到仿真结果如图6所示。图6中的f变化曲线与图2中的曲线2基本吻合。孤岛发生以后，f本已偏移出正常范围边界(50.5Hz)，但在注入扰动电流以后，f又重新回到正常范围并保持稳定。这属于背景技术中所述的特殊情况A，原有的孤岛判据失效，但是上文的无功功率扰动法原理分析，采用Δf_m>0.5Hz作为孤岛判据后孤岛检测仍能成功。保持以上其他条件不变，i_q ^*注入时刻改为1s即与孤岛产生同时，重复以上实验，可以得到仿真结果如图7所示。图7中的f变化曲线与图2中的曲线3基本吻合，孤岛发生后f始终处于正常范围内且基本稳定于50Hz左右。这属于背景技术中的特殊情况B，在这种情况下没法根据频率来识别孤岛，孤岛检测失败。

进一步地，对本申请的延时触发的无功功率扰动孤岛检测方法进行仿真验证。由图6可知，孤岛发生后f变化曲线在上升期间的斜率绝对值k＝1(Hz/s)，根据式(7)可计算出延时时长的整定值Δt＝0.6s。在图7仿真结果的基础上，根据本文所提出的方法，把无功电流扰动i_q ^*注入时刻改为1.6s即在孤岛产生后经过Δt时间的延时再注入i_q ^*，重复仿真实验可以得到仿真结果如图8所示。图8的仿真曲线与图2的理论曲线基本吻合，孤岛产生时THD立即突变至0.05以上，同时PCC点频率f开始上升；延时0.6s后注入i_q ^*，f再一次开始变化；至2.047s时刻f重新稳定于50Hz左右。图8中1～3s期间为孤岛检测时间，在此期间频率最大值与最小值之差Δf_m＝0.932Hz>0.5Hz；而在1.588～1.814s期间频率超过正常范围。因此，图8所示的仿真结果对于上一节所提出的两条孤岛判据均满足，孤岛检测成功。

Claims (4)

1.一种延时触发的无功功率扰动孤岛检测方法，其特征在于，所述方法为：在光伏发电系统中，总谐波畸变率(THD)突变后，延时触发无功扰动，并以公共耦合点(PCC)频率f的变化作为判据判定光伏发电系统是否处于孤岛状态。

2.根据权利要求1所述的延时触发的无功功率扰动孤岛检测方法，其特征在于，具体包括如下步骤：

步骤一：当检测到光伏发电系统并网点THD发生突变时，延时Δt时间后在光伏发电系统中注入无功电流i_q ^*，同时计算孤岛检测时间内PCC点频率最大值与最小值之差Δf_m；所述孤岛检测时间小于2s；

步骤二：若PCC点频率f超出正常范围或者Δf_m超过整定值，则判定光伏发电系统处于孤岛状态。

3.根据权利要求2所述的延时触发的无功功率扰动孤岛检测方法，其特征在于，Δt的整定值为：

其中，k为PCC点频率刚开始变化时，PCC点频率对时间的导数。

4.根据权利要求2所述的延时触发的无功功率扰动孤岛检测方法，其特征在于，所述步骤二中，当

(1)f<49.5Hz或f>50.5Hz持续0.1s以上；或者

(2)Δf_m>0.5Hz；

即可判定系统处于孤岛状态。

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