CN111257670B - 一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法 - Google Patents

一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法 Download PDF

Info

Publication number
CN111257670B
CN111257670B CN202010058033.7A CN202010058033A CN111257670B CN 111257670 B CN111257670 B CN 111257670B CN 202010058033 A CN202010058033 A CN 202010058033A CN 111257670 B CN111257670 B CN 111257670B
Authority
CN
China
Prior art keywords
state
grid
gain
value
mode
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202010058033.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111257670A (zh
Inventor
郑成燕
孙尧
蒋涛文
郭斌
冯文栋
韩华
粟梅
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Central South University
Original Assignee
Central South University
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Central South University filed Critical Central South University
Priority to CN202010058033.7A priority Critical patent/CN111257670B/zh
Publication of CN111257670A publication Critical patent/CN111257670A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111257670B publication Critical patent/CN111257670B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers

Abstract

本发明涉及一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法，包括：获取DG系统在孤岛模式下第一状态时的增益值和DG系统在并网模式下第二状态时的增益值；所述第一状态为：孤岛模式下的DG系统由稳定状态进入到不稳定状态时的临界状态。所述第二状态为：并网模式下的DG系统有稳定状态进入到不稳定状态时的临界状态；根据DG系统在孤岛模式下第一状态时的增益值和DG系统在并网模式下第二状态时的增益值，确定增益范围。本发明通过DG系统在并网模式下的并网系统小信号模型和DG系统在孤岛模式下的孤岛系统小信号模型，从稳定性的角度出发，确定正反馈增益的范围，使确定的增益范围既满足DG系统在并网模式下稳定，又满足在孤岛模式下不稳定。

Description

一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法
技术领域
本发明涉及分布式发电控制技术领域，尤其涉及一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法。
背景技术
基于可再生能源的分布式发电是未来发展的重要方向，因为它具有峰值负荷调节，热电联产和偏远地区电力供应等价值。然而，由于传统电力系统架构和基础设施落后的局限性，分布式发电的发展存在技术障碍。其中最重要的问题之一是孤岛保护，这是防止非计划孤岛和异相重合现象发生的关键。
非计划孤岛是指DG系统在不知道发生电网跳闸的情况下继续为本地负载供电的情况。这种现象可能威胁维护人员的安全，影响保护开关的操作程序，并严重损坏电气设备。因此，在DG系统中，孤岛检测是一项强制性功能，即具有检测孤岛并及时与电网隔离的能力。
孤岛检测方案通常分为两类：远程技术和本地技术。基于通信设备的远程检测方案主要应用于大型DG系统。尽管这些方法可以实现零NDZ(非检测区域)，但实现起来却非常复杂且成本很高。尽管其他具有成本效益的通信技术和设施正在开发中，但仍希望并网逆变器具有本地能力来识别孤岛事件。本地检测方案可分为两类：基于公共耦合点(PCC)中参数测量的被动检测方案和故意注入干扰信号以检测电网损耗的主动检测方案。无源装置简单，方便并且易于使用，但是它具有较大的NDZ，尤其是当DG输出功率与负载紧密匹配时。为了补偿NDZ，出现了有源NDZ以注入小的干扰信号，从而在网络断开后引起受监控参数的显著变化。
主动式孤岛检测方法因其可靠性和快速性的显着提高而脱颖而出。该方案的原理是在正反馈检测算法PFB的作用下加速PCC电压和频率的变化。在存在大电网的情况下，PFB算法带来的不稳定影响将被电网的强稳定性作用所抵消；另一方面，一旦发生孤岛，PFB控制就会开始起作用并迅速破坏孤岛系统的稳定性，从而导致电压和频率超出正常范围，从而保护装置将起作用以实现与网络的分离。但是，由于PFB控制始终是不稳定因素，因此强大的PFB可能会极大地提高孤岛检测的效率，但可能会导致并网系统不稳定。因此，PFB控制增益的合理设计是方案应用成功的关键。
发明内容
(一)要解决的技术问题
为了解决现有技术的上述问题，本发明提供一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法。
(二)技术方案
为了达到上述目的，本发明提供一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法，包括：
A1、获取DG系统在孤岛模式下第一状态时的增益值和DG系统在并网模式下第二状态时的增益值；
所述第一状态为：孤岛模式下的DG系统由稳定状态进入到不稳定状态时的临界状态。
所述第二状态为：并网模式下的DG系统有稳定状态进入到不稳定状态时的临界状态；
A2、根据DG系统在孤岛模式下第一状态时的增益值和DG系统在并网模式下第二状态时的增益值，确定增益范围。
优选的，在步骤A1之前还包括：
获取DG系统的系统参数；
所述DG系统的系统参数包括：逆变器滤波电感L；逆变器滤波电阻RL；逆变器输出有功电流Id *；逆变器输出无功电流Iq *；电流PI控制器比例增益Kp；电流PI控制器积分增益Ki；锁相环比例增益Kppll；锁相环积分增益Kipll；负载电阻R1；负载电感L1；负载电容C1；负载品质因数Qf；负载谐振频率fload；电网侧线路电阻Rg；电网侧线路电感Lg；电网相电压幅值E；电网频率fo；
根据所述系统参数和预先设定的公式(1)至公式(9)获取并网模式小信号模型；
根据所述系统参数和预先设定的公式(2)至公式(9)获取孤岛模式小信号模型；
Figure GDA0002948848500000031
Figure GDA0002948848500000032
Figure GDA0002948848500000033
Figure GDA0002948848500000034
Figure GDA0002948848500000035
Figure GDA0002948848500000036
Figure GDA0002948848500000037
Figure GDA0002948848500000038
Figure GDA0002948848500000039
其中，
Figure GDA0002948848500000041
分别是RLC并联负载中的电网电压，逆变器输出电压，PCC电压，逆变器输出电流和负载电感支路电流，并网电流；其中id和iq是实际的有功电流和无功电流；其中θh和ωh分别代表估算的PCC电压角和角频率；K为正反馈增益；
其中，所述并网模式小信号模型的表达式Z1为：
Figure GDA0002948848500000042
其中，
Figure GDA0002948848500000043
c＝KKpvq0-KpIq0，Δθ0＝θ-θh0；
Figure GDA0002948848500000044
为逆变器输出电压,
Figure GDA0002948848500000045
为PCC点电压，
Figure GDA0002948848500000046
为逆变器输出电流，
Figure GDA0002948848500000047
为RLC并联负载电感支路电流；Vdo为PCC点d轴电压稳态值；Vqo为PCC点q轴电压稳态值；Ido为逆变器输出有功电流稳态值；Iqo为逆变器输出无功电流稳态值；I1do为RLC并联负载中电感支路有功电流稳态值；I1qo为RLC并联负载中电感支路无功电流稳态值；Igdo为逆变器并网有功电流稳态值；Igqo为逆变器并网无功电流稳态值；θ为PCC电压实际相位角；ωho为估算的PCC电压角频率稳态值。
所述预先设定的孤岛模式小信号模型的表达式Z2为：
Figure GDA0002948848500000051
优选的，步骤A1中包括：
根据所述并网模式小信号模型，判断所述DG系统在并网模式下的状态；
若所述DG系统在并网模式下的状态为第二状态时，则获取DG系统的增益值；
优选的，所述根据并网模式小信号模型，判断所述DG系统在并网模式下的状态，具体包括：
根据所述并网模式小信号模型，采用公式(S1)获取第一系统矩阵A1；
其中，公式(S1)为：Z1＝A1x1；
其中x1是第一状态向量；A1是第一系统矩阵；
其中，
Figure GDA0002948848500000061
其中第一系统矩阵A1为：
Figure GDA0002948848500000062
其中，Vgdo为d轴电网电压稳态值；Vgqo为q轴电网电压稳态值；
基于所述第一系统矩阵A1，采用公式(S2)获取第一特征值λA；
公式(S2)为：
|λAI1-A1|＝0；
其中I1为与所述第一系统矩阵A1对应的同维数的单位矩阵；所述第一特征值λA包括实部和虚部；
基于所述第一特征值λA，判断所述DG系统在并网模式下的状态。
优选的，所述基于第一特征值，判断所述DG系统在并网模式下的状态，具体包括：
若所述第一特征值中的实部等于0时，则确定所述DG系统在并网模式下的状态为第二状态。
优选的，在步骤A1中包括：
根据所述孤岛模式小信号模型，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态；
若所述DG系统在孤岛模式下的状态为第一状态时，则获取DG系统的增益值。
优选的，所述根据孤岛模式小信号模型，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态，具体包括：
根据预先设定的孤岛模式小信号模型，采用公式(S3)获取第二系统矩阵A2；
其中公式(S3)为：Z2＝A2x2；
其中x2是第二状态向量；A2是第二系统矩阵；
其中，
Figure GDA0002948848500000071
其中，第二系统矩阵A2为：
Figure GDA0002948848500000081
基于所述第二系统矩阵A2，采用公式(S4)获取第二特征值λB；
公式(S4)为：|λBI2-A2|＝0；
其中I2为与所述第二系统矩阵A2对应的同维数的单位矩阵；所述第二特征值λB包括实部和虚部；
基于所述第二特征值λB，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态。
优选的，所述基于第二特征值，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态，具体包括：
若所述第二特征值λB中的实部等于0时，则确定所述DG系统在孤岛模式下的状态为第一状态。
优选的，所述增益范围为：大于孤岛模式下的DG系统在第一状态时的增益值且小于并网模式下DG系统在第二状态时的增益值的范围。
(三)有益效果
本发明的有益效果是：本发明通过DG系统在并网模式下的并网系统小信号模型和DG系统在孤岛模式下的孤岛系统小信号模型，从稳定性的角度出发，确定正反馈增益的范围，使确定的增益范围既满足DG系统在并网模式下稳定，又满足在孤岛模式下不稳定。
附图说明
图1为现有的DQ坐标系下VPF的作用机制示意图；
图2为本发明中基于三相逆变器的DG系统的结构示意图；
图3a为本发明中并网模式下第一系统的所有特征根轨迹图；
图3b为本发明中并网模式下第一系统的主导特征根轨迹图；
图4a为本发明中孤岛模式下第二系统的所有特征根轨迹图；
图4b为本发明中孤岛模式下第二系统的主导特征根轨迹图；
图5为本发明实施例二中正反馈增益最大值随电网阻抗的变化(Xg/Rg恒定)示意图；
图6为本发明实施例二中正反馈增益最大值随Xg/Rg的变化(|Zg|为常数)示意图；
图7为本发明实施例二中正反馈最大增益值随PLL带宽的变化示意图；
图8为本发明实施例二中正反馈最大、最小增益值随PI控制器中比例增益的变化示意图；
图9为本发明实施例二中正反馈最大、最小增益值随PI控制器中积分增益的变化示意图；
图10为本发明实施例二中正反馈最大增益值随DG额定有功电流的变化示意图；
图11为本发明实施例二中正反馈最大、最小增益值随本地RLC并联负载的品质因数变化示意图；
图12为本发明实施例二中不同PFB增益下PCC电压幅度变化的仿真结果图；
图13a为本发明实施例二中K＝0.3时D轴VPF的逆变器输出三相电流的孤岛检测图；
图13b为本发明实施例二中K＝0.3时D轴VPF的DQ轴电流的孤岛检测图；
图13c为本发明实施例二中K＝0.3时D轴VPF的DQ轴电压的孤岛检测图；
图14a为本发明实施例二中K＝0.3时，Kp＝20和Kp＝50两种情况下的PCC电压幅值变化示意图；
图14b为本发明实施例二中K＝0.41时，Kp＝20和Kp＝50两种情况下的PCC电压幅值变化示意图；
图14c为本发明实施例二中K＝0.45时，Kp＝20和Kp＝50两种情况下的PCC电压幅值变化示意图；
图15为本发明实施例二中的孤岛测验实验平台示意图；
图16a为本发明实施例二中K＝0.1时，D轴VPF方案的实验测试结果；
图16b为本发明实施例二中K＝0.3时，D轴VPF方案的实验测试结果；
图16c为本发明实施例二中K＝0.45时，D轴VPF方案的实验测试结果；
图17为本发明孤岛检测正反馈增益参数的确定方法流程图。
具体实施方式
为了更好的解释本发明，以便于理解，下面结合附图，通过具体实施方式，对本发明作详细描述。
实施例一
本实施例中现有的电压正反馈孤岛检测方法(VPF)的作用机制如图1所示。首先，D轴公共耦合点(PCC)电压分量通过具有截止频率的高通滤波器，然后将其乘以正反馈增益(K)，并作为干扰(ΔId)施加到逆变器D轴电流的参考上。当三相逆变器在并网模式下工作时，PCC电压不会显著增加；当DG系统与电网断开并且D轴PCC电压增加时，VPF方案将增加D轴电流参考，从而导致逆变器输出有功功率增加，又由于RLC并联负载特性，PCC电压将增加以平衡有功功率。增加的PCC电压将导致其D轴分量进一步增加，最终，PCC电压将超过正常运行范围，检测到非计划孤岛现象的发生，逆变器切离负载。如果PCC电压降低，则会发生类似但相反的过程。
参见附图17，本实施例中的孤岛检测正反馈增益参数的确定方法，包括：
A1、获取DG系统在孤岛模式下第一状态时的增益值和DG系统在并网模式下第二状态时的增益值。
所述第一状态为：孤岛模式下的DG系统由稳定状态进入到不稳定状态时的临界状态。
所述第二状态为：并网模式下的DG系统有稳定状态进入到不稳定状态时的临界状态。
A2、根据DG系统在孤岛模式下第一状态时的增益值和DG系统在并网模式下第二状态时的增益值，确定增益范围。
本实施例中，在步骤A1之前还包括：
获取DG系统的系统参数。
所述DG系统的系统参数包括：逆变器滤波电感L；逆变器滤波电阻RL；逆变器输出有功电流Id *；逆变器输出无功电流Iq *；电流PI控制器比例增益Kp；电流PI控制器积分增益Ki；锁相环比例增益Kppll；锁相环积分增益Kipll；负载电阻R1；负载电感L1；负载电容C1；负载品质因数Qf；负载谐振频率fload；电网侧线路电阻Rg；电网侧线路电感Lg；电网相电压幅值E；电网频率fo。
根据所述系统参数和预先设定的公式(1)至公式(9)获取并网模式小信号模型。
根据所述系统参数和预先设定的公式(2)至公式(9)获取孤岛模式小信号模型。
Figure GDA0002948848500000121
Figure GDA0002948848500000122
Figure GDA0002948848500000123
Figure GDA0002948848500000124
Figure GDA0002948848500000125
Figure GDA0002948848500000126
Figure GDA0002948848500000127
Figure GDA0002948848500000128
Figure GDA0002948848500000129
其中，
Figure GDA00029488485000001210
分别是RLC并联负载中的电网电压，逆变器输出电压，PCC电压，逆变器输出电流和负载电感支路电流，并网电流；其中id和iq是实际的有功电流和无功电流；其中θh和ωh分别代表估算的PCC电压角和角频率；K为正反馈增益。
其中，所述并网模式小信号模型的表达式Z1为：
Figure GDA0002948848500000131
其中，
Figure GDA0002948848500000132
c＝KKpvq0-KpIq0，Δθ0＝θ-θh0；
Figure GDA0002948848500000133
为逆变器输出电压,
Figure GDA0002948848500000134
为PCC点电压，
Figure GDA0002948848500000135
为逆变器输出电流，
Figure GDA0002948848500000136
为RLC并联负载电感支路电流；Vdo为PCC点d轴电压稳态值；Vqo为PCC点q轴电压稳态值；Ido为逆变器输出有功电流稳态值；Iqo为逆变器输出无功电流稳态值；I1do为RLC并联负载中电感支路有功电流稳态值；I1qo为RLC并联负载中电感支路无功电流稳态值；Igdo为逆变器并网有功电流稳态值；Igqo为逆变器并网无功电流稳态值；θ为PCC电压实际相位角；ωho为估算的PCC电压角频率稳态值。
所述预先设定的孤岛模式小信号模型的表达式Z2为：
Figure GDA0002948848500000141
优选的本实施例中，步骤A1中包括：
根据所述并网模式小信号模型，判断所述DG系统在并网模式下的状态。
若所述DG系统在并网模式下的状态为第二状态时，则获取DG系统的增益值。
优选的本实施例中，所述根据并网模式小信号模型，判断所述DG系统在并网模式下的状态，具体包括：
根据所述并网模式小信号模型，采用公式(S1)获取第一系统矩阵A1。
其中，公式(S1)为：Z1＝A1x1。
其中x1是第一状态向量；A1是第一系统矩。
其中第一系统矩阵A1为：
Figure GDA0002948848500000151
其中，Vgdo为d轴电网电压稳态值；Vgqo为q轴电网电压稳态值。
基于所述第一系统矩阵A1，采用公式(S2)获取第一特征值λA；
公式(S2)为：
|λAI1-A1|＝0；
其中I1为与所述第一系统矩阵A1对应的同维数的单位矩阵；所述第一特征值λA包括实部和虚部。
基于所述第一特征值λA，判断所述DG系统在并网模式下的状态。
优选的，所述基于第一特征值，判断所述DG系统在并网模式下的状态，具体包括：
若所述第一特征值中的实部等于0时，则确定所述DG系统在并网模式下的状态为第二状态。
本实施例中，在步骤A1中包括：
根据所述孤岛模式小信号模型，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态。
若所述DG系统在孤岛模式下的状态为第一状态时，则获取DG系统的增益值。
本实施例中，所述根据孤岛模式小信号模型，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态，具体包括：
根据预先设定的孤岛模式小信号模型，采用公式(S3)获取第二系统矩阵A2；
其中公式(S3)为：Z2＝A2x2；
其中x2是第二状态向量；A2是第二系统矩阵。
其中，第二系统矩阵A2为：
Figure GDA0002948848500000161
基于所述第二系统矩阵A2，采用公式(S4)获取第二特征值λB；
公式(S4)为：|λBI2-A2|＝0；
其中I2为与所述第二系统矩阵A2对应的同维数的单位矩阵；所述第二特征值λB包括实部和虚部。
基于所述第二特征值λB，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态。
本实施例中，所述基于第二特征值，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态，具体包括：
若所述第二特征值λB中的实部等于0时，则确定所述DG系统在孤岛模式下的状态为第一状态。
本实施例中，所述增益范围为：大于孤岛模式下的DG系统在第一状态时的增益值且小于并网模式下DG系统在第二状态时的增益值的范围。
本实施例一通过DG系统在并网模式下的并网系统小信号模型和DG系统在孤岛模式下的孤岛系统小信号模型，从稳定性的角度出发，使确定正反馈增益的范围，既满足是DG系统在并网模式下稳定，又满足在孤岛模式下不稳定。
实施例二
本实施例中为了更清楚地说明VPF方案的本质，对逆变器在并网模式与孤岛模式进行稳定性分析。在进行稳定性分析之前，将建立并网和孤岛模式下DG系统的模型。三相DG系统的示意图如图2所示：它由直流电源，带L型滤波器的三相逆变器，三相RLC并联负载，电流控制器等组成。本实施例中的孤岛检测正反馈增益参数的确定方法，参见附图17，包括：
本实施例中，获取DG系统的系统参数；
所述DG系统的系统参数包括：逆变器滤波电感L；逆变器滤波电阻RL；逆变器输出有功电流Id *；逆变器输出无功电流Iq *；电流PI控制器比例增益Kp；电流PI控制器积分增益Ki；锁相环比例增益Kppll；锁相环积分增益Kipll；负载电阻R1；负载电感L1；负载电容C1；负载品质因数Qf；负载谐振频率fload；电网侧线路电阻Rg；电网侧线路电感Lg；电网相电压幅值E；电网频率fo。
根据所述系统参数和预先设定的公式(1)至公式(9)获取并网模式小信号模型。
根据所述系统参数和预先设定的公式(2)至公式(9)获取孤岛模式小信号模型；
其中，公式(1)为：
Figure GDA0002948848500000181
Figure GDA0002948848500000182
Figure GDA0002948848500000183
Figure GDA0002948848500000184
Figure GDA0002948848500000185
Figure GDA0002948848500000186
Figure GDA0002948848500000187
Figure GDA0002948848500000188
Figure GDA0002948848500000189
其中，
Figure GDA00029488485000001810
分别是RLC并联负载中的电网电压，逆变器输出电压，PCC电压，逆变器输出电流和负载电感支路电流，并网电流；其中id和iq是实际的有功电流和无功电流；其中θh和ωh分别代表估算的PCC电压角和角频率。
其中，所述并网模式小信号模型的表达式Z1为：
Figure GDA0002948848500000191
其中，
Figure GDA0002948848500000192
c＝KKpvq0-KpIq0，Δθ0＝θ-θh0；
Figure GDA0002948848500000193
为逆变器输出电压,
Figure GDA0002948848500000194
为PCC点电压，
Figure GDA0002948848500000195
为逆变器输出电流，
Figure GDA0002948848500000196
为RLC并联负载电感支路电流；Vdo为PCC点d轴电压稳态值；Vqo为PCC点q轴电压稳态值；Ido为逆变器输出有功电流稳态值；Iqo为逆变器输出无功电流稳态值；I1do为RLC并联负载中电感支路有功电流稳态值；I1qo为RLC并联负载中电感支路无功电流稳态值；Igdo为逆变器并网有功电流稳态值；Igqo为逆变器并网无功电流稳态值；θ为PCC电压实际相位角；ωho为估算的PCC电压角频率稳态值。
所述预先设定的孤岛模式小信号模型的表达式Z2为：
Figure GDA0002948848500000201
本实施例中获取DG系统在孤岛模式下第一状态时的增益值和DG系统在并网模式下第二状态时的增益值。
所述第一状态为：孤岛模式下的DG系统由稳定状态进入到不稳定状态时的临界状态。
所述第二状态为：并网模式下的DG系统有稳定状态进入到不稳定状态时的临界状态。
本实施例中根据DG系统在孤岛模式下第一状态时的增益值和DG系统在并网模式下第二状态时的增益值，确定增益范围。
本实施例中，根据所述并网模式小信号模型，判断所述DG系统在并网模式下的状态；若所述DG系统在并网模式下的状态为第二状态时，则获取DG系统的增益值。
本实施例中根据所述并网模式小信号模型，采用公式(S1)获取第一系统矩阵A1；
其中，公式(S1)为：Z1＝A1x1。
其中x1是第一状态向量；A1是第一系统矩阵
其中第一系统矩阵A1为：
Figure GDA0002948848500000211
其中，Vgdo为d轴电网电压稳态值；Vgqo为q轴电网电压稳态值。
本实施例中基于所述第一系统矩阵A1，采用公式(S2)获取第一特征值λA。
公式(S2)为：
|λAI1-A1|＝0；
其中I1为与所述第一系统矩阵A1对应的同维数的单位矩阵；所述第一特征值λA包括实部和虚部。
基于所述第一特征值λA，判断所述DG系统在并网模式下的状态。
本实施例中，若所述第一特征值中的实部等于0时，则确定所述DG系统在并网模式下的状态为第二状态。
本实施例中，根据所述孤岛模式小信号模型，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态；
本实施例中若所述DG系统在孤岛模式下的状态为第一状态时，则获取DG系统的增益值。
本实施例中，根据孤岛模式小信号模型，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态具体包括：根据预先设定的孤岛模式小信号模型，采用公式(S3)获取第二系统矩阵A2；
其中公式(S3)为：Z2＝A2x2；
其中x2是第二状态向量；A2是第二系统矩阵。
其中，第二系统矩阵A2为：
Figure GDA0002948848500000221
基于所述第二系统矩阵A2，采用公式(S4)获取第二特征值λB；
公式(S4)为：|λBI2-A2|＝0；
其中I2为与所述第二系统矩阵A2对应的同维数的单位矩阵；所述第二特征值λB包括实部和虚部；
基于所述第二特征值λB，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态。
本实施例中基于第二特征值，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态，具体包括：
若所述第二特征值λB中的实部等于0时，则确定所述DG系统在孤岛模式下的状态为第一状态。
本实施例中国确定的增益范围为：大于孤岛模式下的DG系统在第一状态时的增益值且小于并网模式下DG系统在第二状态时的增益值的范围。
本实施例中，DG系统在并网模式下，由PFB方案产生的扰动信号不能太大，否则会破坏系统的稳定性。PFB增益的最大上限称为并网模式下DG系统开始不稳定时的最大正反馈增益，此时，PFB增益的最大上限称为并网系统开始不稳定时的最大正反馈增益即为本实施例中的DG系统在并网模式下的第二增益。
图4(a)显示了当K从0.2变为0.5时并网模式下第一系统A1所有特征根轨迹图，图4(b)显示了主要特征值的根轨迹。类似于最小正反馈增益的确定，最大K也可以通过特征值分析来找到。根据特征值获取DG系统在并网模式下的第二增益。
本实施例中，三相DG系统在孤岛模式下的示意图相当于附图2中开关S2断开时所示：它由直流电源，带L型滤波器的三相逆变器，三相RLC并联负载，电流控制器等组成。
本实施例DG系统在孤岛模式下，PFB命令生成的扰动信号需要将DG系统驱动到不稳定状态。因此，反馈增益K不能太小，否则扰动将不会大到足以引起孤岛系统的不稳定。
PFB增益的最大下限称为孤岛模式下开始不稳定的最小正反馈增益值。此时，PFB增益的最大下限称为孤岛模式开始不稳定的最小正反馈增益值即为本实施例中的DG系统在孤岛模式下的第一增益。基于孤岛模式的小信号模型，可以通过计算第二系统矩阵A2的特征值来找到最小值K，迫使第二系统特征值λB进入边界稳定条件的增益是最小正反馈增益。
附图3a显示了当K从0.1变为0.3且其他系统参数保持不变时，孤岛模式下第二系统的所有特征根轨迹图，图3b显示了主要特征值的根轨迹。当PFB增益增加到0.235时，主要特征值通过虚轴。因此，基于表I所示值的最小正反馈增益为0.235。通过分析特征根轨迹图，可以得出更大的PFB增益将有助于孤岛检测。
本实施例二中，为了分析系统参数对PFB增益临界值的影响，通过绘制系统参数与最小和最大PFB增益之间的关系曲线来进行灵敏度研究。将考虑以下因素：电网阻抗，PLL带宽，PI控制器增益，逆变器输出电流额定值和等效RLC并联负载品质因数。
(1)电网阻抗
考虑到较长的传输线和更多连接到PCC的隔离变压器，因此，实际上，电网具有一定的阻抗。电网阻抗的存在可能会影响并网系统的稳定性。图5表示最大PFB增益(Kmax)与|Zg|之间的关系曲线。在Xg/Rg恒定的情况下，|Zg|是电网阻抗的大小。从图5中可以明显看出，随着|Zg|增加，Kmax逐渐减小。即随着电网的阻抗增加，并网系统的稳定性将恶化。这一观察结果与弱电网下并网系统的稳定裕度较小的结论是一致的。
图6表示|Zg|恒定条件下的Kmax与Xg/Rg的关系曲线。该图表明，较大的Xg/Rg会导致并网系统稳定性变差。换句话说，线路消耗的无功功率的增加将导致并网系统的稳定裕度减少。
(2)三相锁相环带宽
为了控制逆变器馈入电网的功率，通常会应用PLL来生成一个并网电流参考。并网电流流经电网阻抗，这会影响PCC电压。在弱电网条件下，PLL和并网电流环路通过PCC电压耦合在一起，形成一个动态互连系统。因此，在考虑系统稳定性时，PLL的影响不可忽略。选择五组不同的PLL设计，带宽从20Hz到200Hz不等，以进行分析。图7示出了Kmax与PLL带宽之间的关系。观察到较高的PLL带宽将导致Kmax的减小。
(3)电流环PI控制器增益
图8示出了PFB增益极限与比例增益(Kp)之间的关系。如图所示，当Kp增加而其他参数保持恒定时，Kmax逐渐减小。如果Kp小，则Kmax将随着Kp的增加而显着降低。并且当Kp较大时，Kmax不会随Kp的增加而出现显着变化。因此，在一定范围内，较小的比例增益有利于并网系统的稳定性。此外，如图所示，Kp的变化对Kmin几乎没有影响。因此，系统的最小PFB增益对Kp不敏感。
图9显示了PFB增益极限与积分增益(Ki)之间的关系。显然，随着Ki的增加，Kmin呈下降趋势。同时，与Kmin相比，Kmax的变化很小，几乎可以忽略不计。因此，可以得出结论，随着积分增益的增加，孤岛网络的稳定性将会减弱，而并网系统的稳定性几乎不受影响。
(4)变频器输出电流额定值
本实施中，通过将无功电流iq参考设置为零，使逆变器单位功率因数并网。RLC并联等效负载的谐振频率接近电网频率(约50HZ)。因此，在正常工作条件下，本地负载无功功率需求为零。Kmax，Kmin和Ido之间的关系如图10所示。可以看出，Kmax随着Ido的增加而减小，而Kmin几乎不变。因此，在逆变器输出电流额定值较大的情况下，可能找不到一个合适的PFB增益值因为在这种情况下Kmin大于Kmax。
(5)RLC并联负载品质因数
图11显示了PFB增益极限与负载品质因数(Qf)之间的关系，其中RL保持在5Ω，负载谐振频率保持在50Hz。可以看出，随着Qf的增加，Kmax逐渐增大，而Kmin变化很小。
本实施例中为了验证上述结论的正确性，分别进行了仿真验证与实验验证。表I为系统仿真及实验参数值。图12显示了在不同PFB增益下PCC电压动态行为。断路器S2在0.5s时断开，孤岛现象发生。选择三个PFB增益值，分别为0.1(K<Kmin)，0.3(Kmin<K<Kmax)和0.45(K>Kmax)。当K＝0.1时，电压幅值在短暂的瞬变过程后再次进入稳态，在整个变化过程中，电压始终未达到保护装置的动作值，无法检测到孤岛。当K＝0.3时，在强PFB的作用下，孤岛系统不稳定，电压幅值在短时间内(<0.2s)超过继电器阈值，因此孤岛检测成功完成。图13a为K＝0.3时逆变器输出三相电流，图13b为K＝0.3时DQ轴电流，图13c为K＝0.3时DQ轴电压。当K＝0.45时，高PFB增益会导致并网不稳定。图12验证了较高的PFB增益有益于孤岛检测，但从另一面来说，可能会导致并网系统的不稳定。
从灵敏度分析中可知不同系统参数下，对应的最大或最小PFB增益值是变化的。现仿真以Kp为例来验证前述分析规律。选择Kp＝20、50，相应的最大PFB增益值如表II所示。在Matlab/Simulink仿真环境中，选择K＝0.3、0.41和0.45进行验证。当K＝0.3(<K2)，图14a所示的仿真结果表明，在Kp的两个选择下，并网系统都可以稳定运行。图14b显示，当K＝0.41(K2<K<K1)时，对于Kp＝20，并网系统处于稳定状态，而在Kp＝50的情况下，系统已经发散，这表明此时的正反馈增益值已经超过了Kp＝50情况下的最大PFB增益值。图14c显示，当K＝0.45(>K1)时，在Kp＝20和Kp＝50情况下，并网系统都无法稳定运行。仿真结果与图8中描述的规律一致。
本实施例中构建图15所示的实验电路来验证上述理论结果。三相电压源型逆变器通过L型滤波器连接到电网，RLC并联负载为三相类型，在额定频率下无功功率需求为零。孤岛检测控制方案由数字信号处理器(DSP)TMS320F28335和现场可编程门阵列(FPGA)EP2C8T144C8N实现。DSP负责实现控制算法并将占空比传输给FPGA，FPGA用于生成PWM信号，实验参数列于表I。
图16a、图16b、图16c分别显示了不同PFB增益下的孤岛测试结果。从图16a可以看出，PFB增益设置为0.1时，发生孤岛后PCC点的电压和逆变器输出电流几乎不变，这意味着孤岛检测失败；图16b示出了在K＝0.3的情况下，发生孤岛后电压和电流超出正常工作范围，逆变器检测到孤岛现象发生，在t＝t1时切离负载。在图16c中，在t2时刻之前，并网系统在没有PFB算法的情况下稳定运行。但是，当在t＝t2时激活K＝0.45的VPF控制时，电压和电流波形不再是正弦波，系统失去稳定性。实验测试结果与理论分析和仿真结果一致。
表I
Figure GDA0002948848500000271
Figure GDA0002948848500000281
表II
Figure GDA0002948848500000282
最后，本发明的方法仅为较佳的实施方案，并非用于限定本发明的保护范围。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围。需要说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实例技术方案的精神和范围。

Claims (6)

1.一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法，其特征在于，包括：
A1、获取DG系统在孤岛模式下第一状态时的增益值和DG系统在并网模式下第二状态时的增益值：
根据并网模式小信号模型，判断所述DG系统在并网模式下的状态；
若所述DG系统在并网模式下的状态为第二状态时，则获取DG系统的增益值；
根据孤岛模式小信号模型，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态；
若所述DG系统在孤岛模式下的状态为第一状态时，则获取DG系统的增益值；
所述第一状态为：孤岛模式下的DG系统由稳定状态进入到不稳定状态时的临界状态；
所述第二状态为：并网模式下的DG系统由 稳定状态进入到不稳定状态时的临界状态；
在步骤A1之前还包括：
获取DG系统的系统参数；
所述DG系统的系统参数包括：逆变器滤波电感L；逆变器滤波电阻RL；逆变器输出有功电流Id *；逆变器输出无功电流Iq *；电流PI控制器比例增益Kp；电流PI控制器积分增益Ki；锁相环比例增益Kppll；锁相环积分增益Kipll；负载电阻R1；负载电感L1；负载电容C1；负载品质因数Qf；负载谐振频率fload；电网侧线路电阻Rg；电网侧线路电感Lg；电网相电压幅值E；电网频率fo；
根据所述系统参数和预先设定的公式(1)至公式(9)获取并网模式小信号模型；
根据所述系统参数和预先设定的公式(2)至公式(9)获取孤岛模式小信号模型；
Figure FDA0002963548290000021
Figure FDA0002963548290000022
Figure FDA0002963548290000023
Figure FDA0002963548290000024
Figure FDA0002963548290000025
Figure FDA0002963548290000026
Figure FDA0002963548290000027
所述并网模式小信号模型的表达式Z1为：
Figure FDA0002963548290000028
其中，
Figure FDA0002963548290000029
c＝KKpvq0-KpIq0，Δθ0＝θ-θh0；
Figure FDA00029635482900000210
为逆变器输出电压,
Figure FDA0002963548290000031
为PCC点电压，
Figure FDA0002963548290000032
为逆变器输出电流，
Figure FDA0002963548290000033
为RLC并联负载电感支路电流；Vdo为PCC点d轴电压稳态值；Vqo为PCC点q轴电压稳态值；Ido为逆变器输出有功电流稳态值；Iqo为逆变器输出无功电流稳态值；I1do为RLC并联负载中电感支路有功电流稳态值；I1qo为RLC并联负载中电感支路无功电流稳态值；Igdo为逆变器并网有功电流稳态值；Igqo为逆变器并网无功电流稳态值；θ为PCC电压实际相位角；ωho为估算的PCC电压角频率稳态值；
所述预先设定的孤岛模式小信号模型的表达式Z2为：
Figure FDA0002963548290000034
其中，
Figure FDA0002963548290000035
Figure FDA0002963548290000036
分别是RLC并联负载中的电网电压，逆变器输出电压，PCC电压，逆变器输出电流和负载电感支路电流，并网电流；其中id和iq是实际的有功电流和无功电流；其中θh和ωh分别代表估算的PCC电压角和角频率；L为逆变器滤波电感；RL为逆变器滤波电阻；Id *为逆变器输出有功电流；Iq *为逆变器输出无功电流；Kp为电流PI控制器比例增益；Ki为电流PI控制器积分增益；Kppll为锁相环比例增益；Kipll为锁相环积分增益；R1为负载电阻；L1为负载电感；C1为负载电容；Qf为负载品质因数；fload为负载谐振频率；Rg为电网侧线路电阻；Lg为电网侧线路电感；E为电网相电压幅值；fo为电网频率；K为正反馈增益；
A2、根据DG系统在孤岛模式下第一状态时的增益值和DG系统在并网模式下第二状态时的增益值，确定增益范围。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据并网模式小信号模型，判断所述DG系统在并网模式下的状态，具体包括：
根据所述并网模式小信号模型，采用公式(S1)获取第一系统矩阵A1；
其中，公式(S1)为：Z1＝A1x1；
其中x1是第一状态向量；A1是第一系统矩阵；
其中，
Figure FDA0002963548290000041
其中第一系统矩阵A1为：
Figure FDA0002963548290000051
其中，Vgdo为d轴电网电压稳态值；Vgqo为q轴电网电压稳态值；
基于所述第一系统矩阵A1，采用公式(S2)获取第一特征值λA；
公式(S2)为：
|λAI1A1|＝0；
其中I1为与所述第一系统矩阵A1对应的同维数的单位矩阵；所述第一特征值λA包括实部和虚部；
基于所述第一特征值λA，判断所述DG系统在并网模式下的状态。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述基于第一特征值，判断所述DG系统在并网模式下的状态，具体包括：
若所述第一特征值中的实部等于0时，则确定所述DG系统在并网模式下的状态为第二状态。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据孤岛模式小信号模型，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态，具体包括：
根据预先设定的孤岛模式小信号模型，采用公式(S3)获取第二系统矩阵A2；
其中公式(S3)为：Z2＝A2x2；
其中x2是第二状态向量；A2是第二系统矩阵；
其中，
Figure FDA0002963548290000061
其中，第二系统矩阵A2为：
Figure FDA0002963548290000062
基于所述第二系统矩阵A2，采用公式(S4)获取第二特征值λB；
公式(S4)为：|λBI2A2|＝0；
其中I2为与所述第二系统矩阵A2对应的同维数的单位矩阵；所述第二特征值λB包括实部和虚部；
基于所述第二特征值λB，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述基于第二特征值，判断所述DG系统在孤岛模式下的状态，具体包括：
若所述第二特征值λB中的实部等于0时，则确定所述DG系统在孤岛模式下的状态为第一状态。
6.根据权利要求3或5任一所述的方法，其特征在于，所述增益范围为：大于孤岛模式下的DG系统在第一状态时的增益值且小于并网模式下DG系统在第二状态时的增益值的范围。
CN202010058033.7A 2020-01-16 2020-01-16 一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法 Active CN111257670B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010058033.7A CN111257670B (zh) 2020-01-16 2020-01-16 一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010058033.7A CN111257670B (zh) 2020-01-16 2020-01-16 一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111257670A CN111257670A (zh) 2020-06-09
CN111257670B true CN111257670B (zh) 2021-04-23

Family

ID=70924091

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010058033.7A Active CN111257670B (zh) 2020-01-16 2020-01-16 一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111257670B (zh)

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004246661A (ja) * 2003-02-14 2004-09-02 Kurashiki Kako Co Ltd フィードバックゲイン自動調整装置及び自動調整方法
CN101944723A (zh) * 2010-08-26 2011-01-12 哈尔滨九洲电气股份有限公司 一种光伏并网发电系统的孤岛运行检测方法
CN102608496A (zh) * 2012-03-15 2012-07-25 北京昆兰新能源技术有限公司 一种改进型正反馈主动频率偏移孤岛检测法
CN103257298A (zh) * 2013-05-14 2013-08-21 合肥工业大学 基于参数自适应Sandia频率偏移法的并网逆变器孤岛检测方法
CN103323704A (zh) * 2013-05-30 2013-09-25 东南大学 基于有功电流-电压不平衡度正反馈的孤岛检测方法
CN104950202A (zh) * 2015-06-16 2015-09-30 珠海许继电气有限公司 一种基于无功-频率正反馈的孤岛检测方法及系统
CN106841926A (zh) * 2017-03-14 2017-06-13 哈尔滨理工大学 基于无盲区自适应afdpf算法的光伏并网系统孤岛检测方法
CN107039974A (zh) * 2017-05-09 2017-08-11 国网上海市电力公司 一种考虑装置死区效应时的逆变器并网电能质量分析方法

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004246661A (ja) * 2003-02-14 2004-09-02 Kurashiki Kako Co Ltd フィードバックゲイン自動調整装置及び自動調整方法
CN101944723A (zh) * 2010-08-26 2011-01-12 哈尔滨九洲电气股份有限公司 一种光伏并网发电系统的孤岛运行检测方法
CN102608496A (zh) * 2012-03-15 2012-07-25 北京昆兰新能源技术有限公司 一种改进型正反馈主动频率偏移孤岛检测法
CN103257298A (zh) * 2013-05-14 2013-08-21 合肥工业大学 基于参数自适应Sandia频率偏移法的并网逆变器孤岛检测方法
CN103323704A (zh) * 2013-05-30 2013-09-25 东南大学 基于有功电流-电压不平衡度正反馈的孤岛检测方法
CN104950202A (zh) * 2015-06-16 2015-09-30 珠海许继电气有限公司 一种基于无功-频率正反馈的孤岛检测方法及系统
CN106841926A (zh) * 2017-03-14 2017-06-13 哈尔滨理工大学 基于无盲区自适应afdpf算法的光伏并网系统孤岛检测方法
CN107039974A (zh) * 2017-05-09 2017-08-11 国网上海市电力公司 一种考虑装置死区效应时的逆变器并网电能质量分析方法

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Impact of Positive-Feedback Anti-Islanding Methods on Small-Signal Stability of Inverter-Based Distributed Generation;Xiaoyu Wang et al.;《IEEE TRANSACTIONS ON ENERGY CONVERSION》;20080716;第23卷(第3期);全文 *
基于电压不平衡度正反馈的孤岛检测新方法;孙博 等;《电力自动化设备》;20150228;第35卷(第2期);第121页右栏第1段-第122页左栏倒数第1段 *
正反馈孤岛检测方法对基于逆变器的分布式发电系统稳定性的影响;王小宇 等;《电力系统保护与控制》;20111001;第39卷(第19期);全文 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN111257670A (zh) 2020-06-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Khodaparastan et al. A novel hybrid islanding detection method for inverter-based DGs using SFS and ROCOF
US7016793B2 (en) Method and apparatus for anti-islanding protection of distributed generations
US9331486B2 (en) Method and apparatus for detecting islanding conditions of a distributed grid
Kim et al. Frequency-shift acceleration control for anti-islanding of a distributed-generation inverter
Samui et al. An active islanding detection scheme for inverter-based DG with frequency dependent ZIP–Exponential static load model
Dong et al. Anti-islanding protection in three-phase converters using grid synchronization small-signal stability
Zhao et al. Asymmetrical fault current calculation method and influencing factors analysis of droop-controlled inverter
CN108680825B (zh) 一种基于综合序阻抗的孤岛检测方法
CN111257670B (zh) 一种孤岛检测正反馈增益范围的确定方法
CN112583050A (zh) 一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制方法和系统
CN112564163B (zh) 一种基于小信号同步注入的微网孤岛检测方法及系统
Abdolrasol et al. Three phase grid connected anti-islanding controller based on distributed generation interconnection
CN108594046B (zh) 基于综合阻抗基波分量的孤岛检测方法
Sena et al. An Approach to Detect Islanding in Photovoltaic Based Distributed Generation Systems using Sequence Components of Voltage
Pazos et al. Failure analysis of inverter based anti-islanding systems in photovoltaic islanding events
US11469597B1 (en) Exponential active anti-islanding method and device
Maulik et al. Dynamic phasor based anti-islanding detection with zero non detection zone
Alam Current injection disturbance based voltage drift control for anti-islanding of photovoltaic inverter system
Soni et al. Impact of Control Parameters on Short-Circuit Capacity of Inverter Based Sources
Mishra et al. A passive islanding detection technique in a converter based renewable system with unbalanced load
Menniti et al. Islanding detection active methods: implementation of simulation models using ATP-EMTP
Lissandron et al. ΔP—ΔQ area assessment of temporary unintentional islanding with P/f and Q/V droop controlled PV generators in distribution networks
Tu et al. DQ Impedance Modeling and Stability Analysis of SVG with Constant Reactive Power Control
Mishra et al. Power quality enhancement of micro-grid using DG and power quality conditioner
de Carvalho et al. Active anti-islanding protection method based on active power flow applied to VSI-based distributed generation

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant