用于光伏发电并网逆变器集群系统的孤岛检测方法

摘要

一种用于光伏发电并网逆变器集群系统的孤岛检测方法。当逆变器集群系统发生孤岛，且并网点电压频率降低时，对传统滑模频率漂移法电流与电压相位差进行修正，加入误差补偿角，从而抵消线路阻抗对滑模频率漂移法检测盲区和反应速度造成的影响，提高孤岛检测的可靠性。如果并网点电压频率升高，则采用传统滑模频率漂移法表达式，此时系统线路阻抗不会对孤岛检测有效性造成不良影响。

说明书

技术领域

本发明涉及一种适用于并网逆变器集群系统的检测方法。

背景技术

孤岛是指光伏并网发电系统中，由于故障或检修导致电网断电，而光伏发电系统并未停 止向本地负载供电，形成一个供电孤岛的现象。孤岛的发生会对检修人员的安全及电网的稳 定运行造成巨大隐患，因此研究微网的孤岛检测技术具有重要的现实意义。近年来，光伏发 电系统逐渐向高密度、多接入点方向发展，传统孤岛检测方法，尤其是主动式方法的有效性 受到新的挑战，适用于光伏并网逆变器集群系统的孤岛检测技术成为了当前研究的热点。

滑模频率漂移法（SMS）是一种具有正反馈效果的主动式本地孤岛检测方法，滑模频率 漂移法的基本原理是逆变器控制输出电流与并网点电压同频率，但是超前电压一个恒定的相 位：

${\theta }_{\mathrm{SMS}}={\theta }_m\sin (\frac{\pi }{2}·\frac{f_{\mathrm{PCC}}-f_0}{f_m-f_0})$

其中，θ_m为最大相位偏移，f_PCC为逆变器并网点电压频率，f₀为电网额定频率50Hz，f_m为产生最大相位偏移θ_m时的频率。当光伏逆变器并网运行时，θ_SMS＝0，电流与电压之间没 有相位差，系统并网点频率也不会发生变化；一旦发生孤岛，逆变器集群系统频率不再受电 网钳制，由于滑模频率法的正反馈作用，并网点频率最终会超出设定阈值，可以检测到孤岛 现象的发生。

多接入点的逆变器集群系统分布较为分散，各台逆变器与并网点之间的线路阻抗不能忽 略，此时，逆变器采集到的出口电压与并网点电压之间存在相位差，导致逆变器在模频率漂 移法作用下输出的电流相位偏离理论值，当线路阻抗导致的电流相位差与θ_SMS方向相反时， 会造成模频率漂移法（SMS）的正反馈作用降低，影响孤岛检测的有效性。其中影响最严重 的情况为逆变器集群系统并网点电压与电流之间相位差等于负载的相角，孤岛内部功率完全 匹配，以纯阻性负载情况为例，如图2所示是两台逆变器并联运行情况下存在线路阻抗时的 系统结构，当负载为纯阻性时，线路阻抗导致滑模频率漂移法失效时的并网点电压和电流波 形如图3所示。

图4所示为传统滑模频率漂移法在线路阻抗不能忽略的逆变器集群系统中的检测盲区的 分析，对于发生孤岛后系统频率f下降的情况，θ_SMS<0，电流相位应滞后于并网点电压，此 时线路阻抗会造成θ_SMS受抵消，检测盲区加大；如果孤岛发生后θ_SMS>0，线路阻抗造成的相 位误差与θ_SMS同方向，则检测盲区减小，线路阻抗不会降低孤岛检测的有效性。综合来看， 由于系统线路阻抗会造成传统SMS方法的检测盲区发生偏移，而孤岛发生后频率上升或下降 是随机的，因此对于某一特定系统，无法判断传统SMS方法是否有效，降低了孤岛检测的可 靠性。

发明内容

本发明的目的是克服现有滑模频率漂移法应用于逆变器集群系统中时，线路阻抗造成孤 岛检测方法有效性降低的缺点，提出一种适用于并网逆变器集群系统孤岛检测的新方法。本 发明能够有效减小系统线路阻抗不能忽略情况下的孤岛检测盲区，提高反应速度。

本发明为了解决其技术问题所采用的技术方案是：提出一种新型孤岛检测方法，该方法 改进了传统模频率漂移法中相位角θ_SMS的表达式的方法，以减小孤岛检测盲区。当逆变器集 群系统发生孤岛，且并网点电压频率降低时，对传统滑模频率漂移法电流与电压相位差进行 修正，加入误差补偿角，从而抵消逆变漂移法检测盲区和反应速度造成的影响，提高孤岛检 测的可靠性。本发明中的相位角θ_SMS的表达式为：

${\theta }_{\mathrm{SMS}}=\left(\begin{array}{cc}{\theta }_m\sin (\frac{\pi }{2}·\frac{f_{\mathrm{PCC}}-f_0}{f_m-f_0})& (f_{\mathrm{PCC}}>f_0)\\ {\theta }_m\sin (\frac{\pi }{2}·\frac{f_{\mathrm{PCC}}-f_0}{f_m-f_0})-{\theta }_0& (f_{\mathrm{PCC}}<f_0)\end{array}\right)$

上式中：θ_m为最大相位偏移，f_PCC为逆变器并网点电压频率，f₀为电网额定频率50Hz， f_m为产生最大相位偏移θ_m时的频率。对于孤岛发生后频率升高情况f_PCC＞f₀，相位角θ_SMS的 表达式与传统模频率漂移法相同。当光伏逆变器并网运行时，相位角θ_SMS=0，电流与电压之 间没有相位差；一旦发生孤岛现象，并网点电压频率不再受到电网钳制，如果此时并网点频 率产生了一个小的增加，则θ_SMS＞0，电流相位将超前于电压，导致电流到达下个过零点的 时间变短，系统在孤岛状态下电流电压满足关系：即并网点电压仅由逆变 器集群系统输出的电流与本地负载阻抗Z决定，因此并网点电压到达下个过零点的时间 也将变短，频率升高，此时相位角θ_SMS由于正反馈作用继续增加，直至并网点频率将超出设 定的阈值，可以检测到孤岛现象；同理，当孤岛发生时刻并网点频率出现下降，相位角 θ_SMS＜0，也将通过正反馈的作用，使得频率不断下降，可以检测到孤岛现象的发生。

如果孤岛现象发生后频率下降f_PCC＜f₀，则在相位角θ_SMS的基础上减去了一个恒定角度 θ₀，且θ₀>0，该角度为误差相位补偿角，其作用是抵消线路阻抗造成的逆变器电流相位超前， 保证电流滞后于电压的角度达到理论值。误差相位补偿角θ₀的取值受系统中的逆变器数量和 各台逆变器的分布距离决定，为了保证系统电能质量，误差相位补偿角θ₀不应超过最大相位 偏移θ_m，取：

θ₀＝Kθ_m

其中K＝K_nK_l，K_n表示系统中分布距离较远的逆变器所占的比例，其表达式为：

$K_n=\frac{m}{n}$

其中n和m分别代表总的逆变器数和逆变器集群中距离公共并网点距离较远的逆变器台 数，可知此时K_n∈(0,1)；K_l表示逆变器集群整体分布情况，当各台逆变器分布较分散，距离 公共并网点距离较远，可取较大的K_l值，而对于分布紧密的并网逆变器集群系统，K_l取值 可以较小，其取值范围为K_l∈(0.1,1)。

误差相位补偿角的控制策略如下：当系统检测到并网点频率发生变化后开始计时，由于 GB/T15945规定孤岛保护应当在孤岛现象发生后0.2s内动作，因此设定当变化幅度达到 0.5Hz、持续时间达到0.1s，且孤岛保护未动作的情况下θ₀产生，有效避免了系统频率扰动 造成电流相位剧烈变化的情况。

本发明的有益效果是，可以抑制逆变器集群系统线路阻抗对主动式孤岛检测方法有效性 的影响，减小滑模频率漂移法在存在线路阻抗情况下的孤岛检测盲区，提高反应速度。

附图说明

图1改进后SMS方法的工作流程图；

图2纯阻性负载情况下存在线路阻抗时的逆变器集群结构；

图3纯阻性负载情况下线路阻抗造成孤岛功率完全匹配时并网点电压和电流波形；

图4传统SMS方法在线路阻抗不能忽略情况下孤岛检测盲区；

图5改进前后SMS方法在逆变器集群线路阻抗不可忽略情况下的孤岛检测盲区比较。

具体实施方式

以下结合附图和具体实施方式进一步说明本发明。

本发明改进了传统模频率漂移法中相位角θ_SMS的表达式，为：

${\theta }_{\mathrm{SMS}}=\left(\begin{array}{cc}{\theta }_m\sin (\frac{\pi }{2}·\frac{f_{\mathrm{PCC}}-f_0}{f_m-f_0})& (f_{\mathrm{PCC}}>f_0)\\ {\theta }_m\sin (\frac{\pi }{2}·\frac{f_{\mathrm{PCC}}-f_0}{f_m-f_0})-{\theta }_0& (f_{\mathrm{PCC}}<f_0)\end{array}\right)$

其中θ_m为最大相位偏移，f_PCC为逆变器并网点电压频率，f₀为电网额定频率50Hz，f_m为 产生最大相位偏移θ_m时的频率。可见，孤岛发生后频率升高情况下相位角θ_SMS表达式与传统 模频率漂移法相同；如果孤岛发生后频率下降，则在原相位角θ_SMS的基础上减去一个恒定角 度θ₀，且θ₀>0，该角度为误差相位补偿角，其作用是抵消线路阻抗造成的逆变器电流相位超 前，保证电流滞后于电压的角度达到理论值。

θ₀的取值需根据光伏逆变器集群的结构决定，考虑的因素包括系统中的逆变器数量，以 及各台逆变器的分布距离，为了保证系统电能质量，θ₀不应超过θ_m，取：

θ₀＝Kθ_m

其中K＝K_nK_l，K_n表示系统中分布距离较远的逆变器所占的比例，其表达式为：

$K_n=\frac{m}{n}$

其中n代表总的逆变器数，m代表逆变器集群中距离公共并网点距离较远的逆变器台数， 可知此时K_n∈(0,1)；K_l表示逆变器集群整体分布情况，当各台逆变器分布较分散，距离公共 并网点距离较远，可取较大的K_l值，而对于分布紧密的系统，K_l取值可以较小，其取值范 围为K_l∈(0.1,1)。

化简θ_SMS表达式如下：

${\theta }_{\mathrm{SMS}}=\left(\begin{array}{cc}{\theta }_m\sin (\frac{\pi }{2}·\frac{f_{\mathrm{PCC}}-f_0}{f_m-f_0})& (f_{\mathrm{PCC}}>f_0)\\ {\theta }_m[\sin (\frac{\pi }{2}·\frac{f_{\mathrm{PCC}}-f_0}{f_m-f_0})-K]& (f_{\mathrm{PCC}}<f_0)\end{array}\right)$

图5所示为本发明和传统的模频率漂移法的孤岛检测盲区比较结果。如图5所示，在逆 变器集群系统存在线路阻抗的情况下，本发明的检测盲区较传统模频率漂移法低频部分有所 减小，即受线路阻抗影响降低，而高频部分由于不受线路阻抗影响，改进后也不会受影响。

为了保证本发明在逆变器集群系统并网运行情况下不会影响电网的电能质量，采用如下 控制策略：当检测到并网点频率发生变化后开始计时，当变化持续的时间足够长，且偏移量 足够大之后误差相位补偿角θ₀产生，例如可以设定当并网点频率下降情况持续时间达到 0.1s，且孤岛保护未动作的情况下，产生θ₀，有效避免了系统频率扰动造成电流相位剧烈变 化的情况。

图1所示为本发明方法的工作流程图。如图1所示，配有本发明方法的逆变器在运行过 程中，持续对并网点电压频率f_PCC进行采样并分析，一旦并网点频率发生变化，逆变器判断 并网点电压频率f_PCC上升还是下降，如果f_PCC＞f₀，逆变器将按照传统滑模频率漂移法动作， 即控制输出电流与并网点电压相位

如果并网点频率f_PCC＜f₀，则逆变器的DSP开始计时，同时逆变器继续检测并网点频率， 当f_PCC＜f₀持续时间达到0.1s，表示可能发生孤岛，且并网点频率下降，此时，按照本发明 方法控制输出电流与并网点电压相位差

如果f_PCC＜f₀持续时间未能达到0.1s，则认为是系统扰动造成并网点频率变化，不会加 入相位误差补偿角θ₀。逆变器最终输出电流i＝I_mcos(2πf₀t+θ_SMS)。