微电网反孤岛运行检测策略分析

卢耀武

（广东汇源通集团有限公司，广东 佛山 528000）

0 引 言

随着微电网中越来越多分布式电源（Distributed Generation，DG）的应用，系统发生孤岛效应的概率越来越高[1]。微电网孤岛运行时，不仅会损坏用电设备、威胁运维人员安全，而且当重新并网运行时还会对电网系统带来冲击。因此必须采取孤岛保护措施，尽力避免发生孤岛现象。

1 微电网的定义

微电网是指既可独立运行，也可以与大电网联网运行的分散在用户附近且规模较小的发电系统。另外它不仅可以促进节能减排、降低系统损耗、解决偏远地区供电问题，而且还可以提高重要用户的供电可靠性[2]。

2 孤岛效应的定义及危害

2.1 孤岛效应的定义

孤岛效应是指当系统大电网因故障或检修停止供电时，位于用户端DG与周围连接的负载形成一个自给供电的孤岛系统[3]。在孤岛系统中，如果DG仍然工作，并提供电能给负载，则会发生孤岛效应。

分布式发电系统的孤岛效应示意如图1所示，系统负载、本地负载以及DG在公共耦合点(Point of Common Coupling，PCC)处连接。若投切开关1断开，则DG与系统负载、本地负载共同形成了一个孤岛供电系统[4]。若投切开关2断开，则DG与本地负载形成了一个孤岛供电系统。

图1 分布式发电系统的孤岛效应示意图

2.2 孤岛效应的危害

一是分布式电源点多，接入微电网各电压等级的母线和线路，线路或用户设备停电检修时，操作难度大、隔离电源多，易造成运行维修人员误操作，从而给人身安全带来威胁[5]。二是如果DG发出的无功功率满足不了负载无功功率需求，那么孤岛区域的供电电压和频率可能失稳甚至崩溃，从而造成孤岛区域内的用电设备损坏[6]。三是当系统电网恢复供电时，如果DG和系统电网电源相位不同期，则并网时会出现较大的冲击电流，可能会损坏DG设备和本地负载设备。四是如果孤岛供电方式失去了电力系统监控则将运行不可控。五是光伏发电系统还会因为单相供电造成系统三相供电不平衡和本地负载缺相问题[7]。

3 孤岛检测系统的典型结构图

微电网系统应能识别出不同的孤岛结构，及时有效地检测出孤岛状态，并针对不同的运行状况采取特定的反孤岛策略，发电装置要在电力系统重合闸前停止工作[8]。

孤岛检测系统的典型结构如图2所示，采用RLC并联阻抗模拟系统负载，改变R、L、C阻抗值以测试并网逆变器在不同负载条件下的孤岛保护能力。

图2 孤岛检测系统的典型结构图

孤岛效应发生的充要条件为P≈Pload、ΔP≈0、Q≈Qload以及ΔQ≈0。

4 反孤岛检测策略分析

4.1 被动式反孤岛检测策略

通过实时检测公共耦合点PCC处的电压参数是否超过阈值来识别孤岛现象，主要策略有以下4点。

4.1.1 过/欠压和过/欠频检测法

DG并网运行时，PCC处有功功率和无功功率满足的功率平衡条件为：

式中，P和Q为逆变器输出的有功功率和无功功率；ΔP和ΔQ为系统电网输出的有功功率和无功功率；Pload和Qload为负载有功功率和无功功率；UPCC为公共耦合点电压；R、L、C为模拟本地负载[9]。

若分布式发电系统同本地负载形成孤岛，则运行情况如表1所示。

表1 过/欠压和过/欠频检测法运行工况表

过/欠电压保护的非检测区范围为：

式中，U2和U1为PCC点的电压上限值和下限值。

过/欠频保护的非检测区范围为：

式中，f2和f1为PCC点的频率上限值和下限值。

该检测法的优点是不影响电能质量，容易实现且成本低，缺点是有很大的非检测区域。

4.1.2 电压相位突变检测法

通过检测PCC处电压与逆变器输出电流之间的相位差是否超过设定相位阈值来判断是否发生孤岛。

电压相位突变检测法的检测结果如图3所示。在t1过零时刻，系统电网断开时，PCC处电压是由负载相位角和逆变输出电流共同决定的，而逆变输出电流频率固定，因此PCC处电压会由电网电压跳变到新的相位。

图3 电压相位突变检测法

该检测法的优点是方法简单，不影响电能质量。缺点是非检测区域较大，相位阈值难确定，可靠性不高。

4.1.3 电压谐波检测法

该检测法通过检测公共耦合点PCC处电压的谐波总畸变率（Total Harmonic Distortion，THD）是否超过预定的值来判断孤岛是否发生。其优点时检测范围大，缺点是成本较高，谐波保护动作阈值整定较难。

4.1.4 频率变化率检测法

该检测法通过检测耦合点电压频率的变化值df/dt是否超过预定阈值来判断孤岛是否发生，DG容量越小，频率变化值越大[10]。优点是容易实现，缺点是存在非检测区，频率变化率阈值很难确定。

4.2 主动式反孤岛检测策略

通过人为向电网注入电流扰动信号并检测相关变量的变化以确定孤岛状态，对供电质量有一定的影响。

4.2.1 电流幅值扰动法

该检测法通过检测耦合点电压是否跟随扰动电流变化来判断孤岛效应的发生。发电系统连续向耦合点注入扰动电流，当大电网供电时，耦合点电压就是电网电压。而在系统电网断开后，并网逆变器检测到的耦合点电压是本地负载端电压，会随扰动电流变化而变化。其优点是软件实现方便，缺点是影响电能质量，可靠性较低，可能会误动作。

4.2.2 主动频率偏移法

该检测法通过检测耦合点电压频率是否跟随扰动电流偏移来判断孤岛效应的发生。发电系统向耦合点注入正负半周波形对称、略有畸变的扰动电流，当大电网供电时，逆变器端频率由系统电网决定。在系统电网断开后，耦合点频率会随扰动电流向上或向下偏移，当偏移累积超出检测范围时，可检测出孤岛状态。两种扰动电流形式如图4所示。

图4 主动频率偏移法的两种扰动电流形式

主动频率偏移法的优点是容易实现多台逆变器并网运行，应用广泛。缺点是影响电能质量，存在非检测区域。

4.2.3 Sandia频移法

通过引入主动频率偏移的正反馈来加速偏移积累，快速检测孤岛状态。正反馈加速频率偏移系数Cf=2tz/Tv则：

式中，Cf(k)和Cf(k-1)时第k和k-1周期的偏移因子；Δf为该相邻周期的频率差；F(Δf)为频率增量的正反馈函数；Cf0是很小的常数。

该检测法的优点是可以提高孤岛检测速度，减少检测盲区和响应时间，避免多个系统并网情况下频率偏移方向不一致所带来的稀释效应。缺点是本地负载的相位角依赖于运行频率，负载角和扰动角度有可能匹配，这样会导致孤岛检测失败。

4.2.4 2N周期电流扰动法

该检测法通过连续检测耦合点相邻周期电压频率差值正负交替变化的记录次数来判断是否发生孤岛。2N周期电流扰动法测试结果如图5所示，发电系统向耦合点注入周期扰动电流，当大电网供电时，耦合点频率由系统电网决定。当大电网断开后，耦合点频率会随本地负载频率交替渐进式变化。2N周期频率因电流扰动较高，2N+1周期频率因本地负载固有频率较低，当正负交替变化超过设定次数时则进行孤岛保护。

图5 2N周期电流扰动法

其优点时可以解决主动频率偏移法的非检测区问题，缺点是谐波对电压频率测量计算会产生影响。

4.2.5 滑动频率偏移法

系统从不稳定区域向稳定区域过渡过程中，通过检测发电系统输出电压频率跟随耦合点电压相角偏移是否越过阈值范围来判断是否进行孤岛保护[11]。逆变输出电流相对于耦合点电压相位的平移相角θ正弦函数为：

式中，θM指允许发生的最大移相角；fM是对应于θM时的电压频率；f(k-1)表示上一周期的频率。

典型滑动频率偏移法的曲线如图6所示。

图6 典型滑动频率偏移SMS法的频率与相角关系

当并网运行时，θ=0。当系统电网断开后，输出电流跟随耦合点电压相角偏移，且按曲线增大或减小，系统由不稳定区域向稳定区域过渡，在A、B两点达到新的平衡。其优点是非检测区较小，缺点是当本地负载和滑动频率偏移法产生的电压、电流相位差大小相等、方向相反时，对应的频率是稳定工作点，检测失效。

4.2.6 自动移相法

自动移相法是改进的滑动频率偏移法。在逆变器输出电流相角θ(k)函数中引入额外的相移角θ0(k)，即：

式中，θ0(k-1)为上一周期的额外相移角；Δθ为常数；Δf为相邻周期频率差；F(Δf)为相邻频率差Δf的函数。

在孤岛状态下，当公共耦合点的电压频率增加时，平移相角θ0(k)有一个Δθ额外的相角增量形成正反馈，加速频率越限，OFR、UFR动作并进行孤岛保护。其优点是检测速度快，缺点是当负载相位角与扰动相位角相匹配而引起相互作用抵消时系统无法识别。

4.2.7 阻抗检测法

对逆变输出电流进行扰动的公式为：

式中，θDG是扰动角度。根据耦合点电压对逆变输出电流的微分dU/di大小来判断是否发生孤岛现象。并网运行时，由于电网容量很大，因此检测到的系统阻抗很小。当系统电网断开后，电流扰动使得系统阻抗随之变化，当检测到的阻抗大于设定阈值时，判定孤岛发生。其优点是非检测区很小，缺点是保护阻抗阈值难确定，随着并网逆变器数量的增加有效性会降低。

4.2.8 谐波电压注入法

将一个高频放大信号通过电容耦合到公共点处电压中，并网时系统阻抗非常小，高通滤波器两端脉动的谐波电压很小。电网断开时，高通滤波器两端脉动的谐波电压高于设定阈值，因而进行孤岛保护。优点是非检测区很小，缺点是硬件成本高，影响电网电能质量，谐波电压检测阈值难以确定。

4.3 远动技术反孤岛检测策略

通过远动技术完成电网与各分布式电源之间的数据采集、传输以及检测，来判断系统是否孤岛。分布式电源端RTU、FTU以及DTU等数据终端采集各侧U、I、P、Q、f等遥测量与开关位置、重合闸变位等开关量，通过电力线载波、光纤、无线通信、GPRS等通信通道传向配电数据采集与监视控制系统（Supervisory Control and Data Acquisition，SCADA）监控主站，分析、判断DG运行工况，并做出孤岛保护。

该策略优点是无非检测区，运行时间最短，可靠性高，对电能质量无影响。缺点是需要通信通道，成本高，适合于大功率分布式电源并网电站。

5 结 论

通过分析发现，被动式孤岛检测法存在较大的检测盲区，运行时间不确定，而主动式孤岛检测法检测虽然盲区较小，但降低了电能质量。为了满足系统安全，建议将被动式和主动式孤岛检测法结合起来使用。此外，对于大功率分布式并网发电站，则应当采用远动技术反孤岛检测策略。