基于电压不平衡度正反馈的孤岛检测新方法

孙 博，郑建勇，梅 军

（东南大学 电气工程学院，江苏 南京 210096）

0 引言

随着分布式发电由独立发电模式逐渐转变为并网发电模式，孤岛问题也日益突显。所谓的孤岛效应是指当出现事故、故障或是维修停电等其他原因而造成供电系统不能进行工作时，分布式并网发电系统由于不能有效及时地检测出供电系统的停电状态而不能及时地与电网切断，从而造成逆变器给周围的用电设备不断地持续供电的电气现象。孤岛效应不仅会对整套配电系统以及用户端的设备造成很大的危害，同时也会对人自身造成伤害，因此孤岛检测具有十分重要的意义[1-2]。

传统的孤岛效应检测技术根据检测方式的不同可以被划分为两大类：被动式和主动式[3]。被动式检测技术通过监测公共耦合点（PCC）处的电压、相位、频率和谐波的变化来判断孤岛效应的发生，虽然被动式方法易于实现，但这种方法存在较大的检测盲区[4-9]。主动式检测技术是指在系统中主动地加上一定的扰动信号，如有功／无功电流、相位、频率或是有功／无功功率等。当孤岛发生时，这些扰动将会使PCC处的电压幅值、频率或是谐波发生变化，直至超出正常范围，从而检测出孤岛。虽然主动式检测法的检测盲区很小，但是这些扰动信号会对系统正常运行时的电能质量造成影响[10-14]。同时在实际中，电网也会出现短时的暂态现象，如电网电压幅值发生变化，在这种伪孤岛的情况下，传统的孤岛检测方法有可能会出现误操作[15]。既能快速准确地检测出孤岛，又不会对电能质量造成破坏，是对孤岛检测的基本要求[16]。针对目前被动式与主动式孤岛检测法存在的不足，本文提出一种基于有功电流-电压不平衡度正反馈的孤岛检测方法。在负载品质因数为2.5的情况下以光伏并网发电系统为例进行仿真验证，仿真结果表明，该方法具有非破坏性和无盲区检测等特点，同时能够有效地避免伪孤岛情况下的误操作。

1 孤岛检测原理

当光伏系统单位功率因数并网时，PCC处的电压由电网决定，此时逆变器工作在输出电流控制模式。

设逆变器输出电流初试参考值为：

其中，Im为输出电流幅值。

式（1）经Park变换可得两相旋转坐标系dq轴下的分量：

其中，i*d、i*q分别为系统有功电流与无功电流的参考值。

当孤岛发生后，由于拓扑结构和负载发生变化，PCC处电压将会产生不平衡，因此引入有功电流-电压不平衡度正反馈，引入正反馈后，系统的输出电流可表示为：

其中，K为正反馈系数；ε为PCC处电压不平衡度。

电压不平衡度为负序电压幅值与正序电压幅值的百分比，即：

式（3）经Park反变换可得：

由式（5）可以看出，系统正常并网运行时，引入电压不平衡度正反馈回路不会影响输出电流的频率，并且GB／T15543—1995规定正常情况下PCC处的电压不平衡度允许值为2%，短时不能超过4%，因此正反馈回路对于输出电流也几乎没有任何影响。

基于有功电流-电压不平衡度正反馈检测方法的逆变器并网控制框图如图1所示。

图1 基于有功电流-电压不平衡度正反馈检测方法的原理框图Fig.1 Block diagram of islanding detection based on positive feedback between active current and voltage unbalance factor

孤岛发生后，逆变器单独为负载供电，由图1可知，系统中存在的有功电流-电压不平衡度正反馈回路将会导致PCC处电压不平衡度呈放大趋势，因此，可以通过检测PCC处的电压不平衡度是否超过预设阈值来判断孤岛的发生。

对于三相平衡负载，孤岛发生后，PCC处电压为：

由式（6）可以看出，当孤岛发生后，系数K越大，系统正反馈环路增益越高，电压不平衡度越容易被放大，而过大的K值将会对正常运行时的电能质量造成影响，因此在实际应用中K的取值要综合以上2点进行考虑。

在实际中，电网也会出现短时的电压暂态现象，如电网电压幅值、频率或者相位发生变化，在这种伪孤岛的情况下，电压不平衡度会有一个短暂的变化，随后会变回为规定值以下，因此不能单一地根据电压不平衡度是否超过预设阈值来判定孤岛发生。所以本方法引入判定时长tp，当电压不平衡度超过预设阈值ε*的时间超过判定时长tp时，则可确定孤岛确实发生。过长的tp将会导致孤岛发生时系统长时间运行在孤岛状态下，过短的tp将会导致不能有效地判断伪孤岛的情况，因此综合考虑，设定tp为20 ms。

2 电压正、负序分量提取

电压不平衡度为负序电压幅值与正序电压幅值的百分比，因此本方法的关键是电压正、负序分量的提取。

本文采用基于解耦的正负序分离方法，定义负序坐标系旋转相角θN=-θP=-ωt，从而可得任意矢量U在正负序坐标系下的表达式：

其中，UPdx、UPqx分别为电压在正序坐标系下的d、q轴分量；UNdx、UNqx分别为电压在负序坐标系下的d、q轴分量；UPd、UNd分别为d轴上的正、负序电压分量；UPq、UNq分别为q轴上的正、负序电压分量。

由式（7）可见，三相电压在正负序坐标系下除了正序的直流量外，还含有幅值为三相电网在正负序坐标系下分量的dq轴2次谐波，因此只要减去耦合项就可以将正序电压分离出来。解耦部分计算如式（8）所示：

其中，UPdm、UNdm分别为正序电压与负序电压幅值。

为了完整地分离出正负序信息，将解耦计算输出结果经过一阶低通滤波器（LPF），这样既能够令解耦环节稳定，同时又可以在输入量包含低次谐波时抑制低次谐波干扰，准确分离出正、负序信息。然而低通滤波器的引入势必会造成系统带宽的损失，降低系统的快速性。为了避免低通滤波器对系统带宽的影响，取低通滤波器之前的信息作为系统的反馈变量，正、负序分离方法控制框图如图2所示。

3 仿真验证

3.1 孤岛检测

本文在IEEE Std.1547标准中所定义的最恶劣情况下，使用MATLAB软件对所提出的孤岛检测方法进行仿真验证。仿真中根据图3搭建主电路，具体参数如下：三相电网电压为380 V／50 Hz，直流母线电压为580 V，逆变器额定功率为6 kW，并联RLC负载额定功率为6 kW，负载品质因数为2.5，开关频率为10 kHz。由于GB／T15543—1995规定正常情况下PCC处的电压不平衡度允许值为2%，短时不能超过4%，因此仿真中设定电压不平衡度阈值ε*为3%，伪孤岛判定时长tp为20 ms。

图2 正、负序分离控制框图Fig.2 Block diagram of positive and negative sequence separation control

图3 标准孤岛检测系统主电路拓扑结构Fig.3 Schematic diagram of islanding detection system

仿真开始时，光伏系统并网运行，在0.15 s时，断开三相电网以模拟孤岛的发生，仿真结果如图4所示。

由图4可以看出，在正常情况下，逆变器输出基本不受影响，当孤岛发生后，电压不平衡度在正反馈回路的影响下迅速增大，并在0.05 s后超过预设阈值3%，在20 ms的判定时长内，电压不平衡度一直超过预设阈值，因此在0.22 s处判定孤岛发生，整个孤岛检测时间为0.07 s，符合检测标准。同时，在检测过程中，PCC处电压和频率均在正常范围之内，电能质量未遭到破坏，实现了非破坏性检测。

微网的孤岛状态还包括单相和两相断路的情况，检测结果分别如图5和图6所示。在单相断路和两相断路的情况下，由于电网的不平衡状态，电压不平衡度均能在短时间内超出预设阈值，并且持续时间超过判定时长，孤岛检测成功。

3.2 伪孤岛的防止

仿真开始时，光伏系统并网运行，在0.15 s时，将三相电网电压幅值由311 V降为156 V以模拟伪孤岛情况，仿真结果如图7所示。

图4 孤岛检测仿真结果Fig.4 Simulative results of islanding detection

图5 单相断路孤岛检测仿真结果Fig.5 Simulative results of islanding detection for single-phase open

图6 两相断路孤岛检测仿真结果Fig.6 Simulative results of islanding detection for two-phase open

由图7可以看出，当伪孤岛发生时，电压不平衡度有一个明显的变化，但在极短时间内又恢复正常，由于在20 ms的判定时长内，电压不平衡度没有一直超出预设阈值，所以系统判定为伪孤岛情况。

图7 伪孤岛仿真波形Fig.7 Simulative results of false islanding

4 结论

针对传统孤岛检测方法存在检测盲区和对电能质量造成影响的弊端，本文提出一种基于有功电流-电压不平衡度正反馈的孤岛检测方法，通过对PCC处电压不平衡度的检测即可判定孤岛的发生。同时，本方法加入了伪孤岛的判定条件，能够有效地避免伪孤岛情况下的误操作。最后通过MATLAB仿真验证，仿真结果证明本方法能够在IEEE Std.1547标准所定义的最恶劣情况下快速、有效地检测出孤岛的发生，并且实现了非破坏性与无盲区检测，同时能够避免伪孤岛情况下的误操作。