光伏系统并网中的孤岛检测策略

光伏系统并网中的孤岛检测策略

1技术方面的研究在波形电源的孤立检测中，简单的被动检测方法容易丢失。因此，通常采用主动和被动相结合的方法。另一方面，它可以主动干扰输出源。另一方面，它随时检测公共点的电压、频率和波形的变化，评估供电的存在与否。滑模频率偏移法（Slip-ModeFrequencyShift,SMS）是一种主动式孤岛检测方法。它控制逆变器的输出电流，使其与公共点电压间存在一定的相位差，以期在电网失压后公共点的频率偏离正常范围而判别孤岛。SMS孤岛检测方法的实质是通过移相达到移频，与主动频率偏移法（AFD）一样有实现简单、无需额外硬件、孤岛检测可靠性高等优点，也有类似的弱点，即随着负载品质因数增加，孤岛检测失败的可能性变大。因此，有必要讨论算法参数与检测盲区间的关系，使孤岛检测性能满足实际应用的要求。国际上公开资料中对SMS的研究主要集中在SMS孤岛检测的机理和主动移相算法的改进等方面，缺少对算法参数与检测盲区间关系的定量揭示，特别是没有针对孤岛检测标准和产品测试标准的要求来讨论算法参数的选取和优化，只是泛泛地针对理论上可能出现的盲区提出了改进方案，缺少定量的研究，影响了该方法的实际应用。国内在光伏系统的应用方面起步较晚，在孤岛检测方面，大多研究都集中在主动移频算法上，对主动移相算法的研究较少。本文将讨论单PV并网工作时电网失压后公共点频率的变化轨迹，通过盲区映射，找出算法参数与检测盲区间的关系，并针对我国电网情况，寻找合适的参数配置，使滑模频率偏移法的孤岛检测性能满足国家标准要求，实现工程应用上的“无孤岛”光伏并网运行。2电流控制的等效模型以光伏逆变器输出单位功率因数的情况为例（如图1所示）：不加SMS算法时，逆变器输出电流与公共点电压vPCC同频同相；加入SMS孤岛检测算法后，逆变器输出电流的频率不变，但相位发生偏移，偏移大小由SMS算法决定。逆变器的电流给定是这样确定的：由锁相环（PLL）检测电压vPCC的过零上升沿间隔时间，得到公共点（PCC）频率，作为下一周期光伏逆变器输出电流给定ip*v的频率；下一周期ip*v的起始时刻由公共点电压的过零上升沿确定，起始相位θSMS由SMS算法计算得出，通常取式中，θm为滑动频率偏移算法的最大相移；fm为产生最大相移时对应的频率；fg为电网频率；f为公共点频率。逆变器电流控制的等效模型如图2所示，由图可知，电流ipv与电压vPCC的相位差受SMS算法和RLC负载相位角的影响，当θSMS+∠G(jω)>0时，PLL检测到的电压周期将变短，导致下一周期电流给定频率增大；当θSMS+∠G(jω)<0时，PLL检测到的电压周期将变长，会降低下一周期给定电流的频率。因此，要使电网断开后公共点频率持续单向变化，必须满足如果上述关系成立，公共点电压相位就会始终超前（落后）于电流相位，使得频率被单向推高（或降低），最后超出正常范围，判别出孤岛。3断网络后，频率走廊的特性由于测试时采用RLC并联谐振负载，上式中的两个量都受频率影响，下面分析它们的频率特性。3.1频率对负载相位角的影响以谐振频率为50Hz的RLC并联谐振负载为例，图3中曲线2、4为负载相位角∠G(jω)的频率响应曲线，由图可知：当频率等于50Hz时，∠G(jω)为0；频率大于50Hz时，∠G(jω)随着频率增大变负，且角度逐渐增大；当频率小于50Hz时，负载相位角超前，且随着频率减小，∠G(jω)超前增大。对不同品质因数的RLC并联负载，其频率响应趋势相同，且负载品质因数越大，相同频率下的∠G(jω)的数值越大。3.2随着频率的推移，sms-gj会发生变化按本地负载的类型讨论θSMS+∠G(jω)与频率间的关系。3.2.1．曲线下系统达到稳态θSMS+∠G(jω)随频率变化情况如图3中曲线3和5所示。当曲线在水平零线上方时，θSMS+∠G(jω)>0,PLL使频率增加；当曲线在水平零线下方时，θSMS+∠G(jω)<0,PLL使频率减少；在曲线与水平零线的交点上，θSMS+∠G(jω)=0，系统达到稳态，频率不再变化。比较曲线3、5可知，负载品质因数越大，θSMS+∠G(jω)与水平零线的交点离50Hz越近，即稳态频率离电网频率越接近，孤岛检测失败的可能性越大。3.2.2电网失压后公共点频率变化如果并网运行时本地负载呈感性，则电压超前于电流，PLL有使频率加快的趋势，只是受到电网电压的钳制，公共点频率不会发生变化。一旦电网失压，则公共点频率将增加，直到θSMS+∠G(jω)为零为止。公共点频率的变化轨迹如图4所示，曲线与水平零线的交点为电网失压后逆变器的稳定工作点。比较曲线3、5可知，感性负载断网后的稳态频率将大于同条件下阻性负载在电网失压后的稳态频率。3.2.3容性负载下电网失压后工作点的表现如果并网运行时本地负载呈容性，则负载电压滞后于电流，PLL有使频率降低的趋势，直至θSMS+∠G(jω)等于零。图5为容性负载下电网失压后工作点漂移的情况，工作点将沿图中箭头方向左移直至与横轴零线相交。比较曲线3、曲线5可知，与同类阻性谐振负载相比，容性负载在电网失压后公共点频率将被推至更低才会达到稳态。4孤岛检测结果分析电网失压后达到稳态时，稳定工作点满足θSMS+∠G(jω)=0，即对下文要用到的几个参数定义如下：式中，ω0为电网角频率。将上面几个参数代入式（1），整理得由图5知若ΔCnorm>0，则断网后频率减小，如果新稳态时频率偏移量大于0.5Hz，则孤岛能被识别，否则孤岛检测失败。ΔCnorm越大，稳态频率偏移越多，将Δf=-0.5Hz代入式（2），得到检测盲区的上限ΔC+norm类似地得到检测盲区的下限ΔC-norm。盲区的上下限围绕区域即为整个检测盲区，如图6所示。5孤岛检测工艺参数的调整国外文献中SMS算法采用，如果照搬到我国，由于电网参数和光伏并网标准不同，原参数可能并不适用。对照图6知，算法的检测盲区为曲线2包围的范围，它将Qf=2.5、ΔCnorm=0的点包含其中，即对测试要求的品质因数为2.5的标准谐振负载，采用是可能检测失败的，由此，移植到我国时SMS算法参数应重新整定。由图6可看出SMS算法参数的改变会直接影响孤岛检测的性能：增大最大相移θm的取值，可以增强SMS的孤岛检测能力，减小SMS的检测盲区；改变θSMS中最大相移发生时对应的频率值fm，也会改变孤岛检测的盲区。不同的算法参数产生的移相角大小不同，同频率下移相角越大，该算法的检测盲区越小，但对电网的潜在不良影响增大。在保证孤岛检测盲区满足标准要求的情况下，应尽量使算法参数引入的移相角较小。考虑到国标中频率允许偏移范围为±0.5Hz，可取，这样对应的检测盲区为图6中曲线3，它显示对Q≤2.5的负载没有检测盲区，满足孤岛检测的工程测试要求，且移相角相对较小。6确定模糊表达负载本文用Matlab/Simulink对3kW并网光伏发电系统的孤岛检测性能进行了仿真，仿真中逆变器采用恒电流控制模式，逆变器输出的电能通过LC滤波后送给负载和电网。负载采用与逆变器输出有功、无功相平衡的RLC并联谐振负载，电网在0.06s后自动断开，仿真监视电网断开后的PV输出的电压、电流、及频率变化情况。仿真中电网电压为220V(RMS)，电网频率50Hzㄢ图7、图8为采用品质因数为2.5的标准谐振负载进行孤岛检测时的仿真波形。图7使用的检测算法为,仿真显示失压后公共点电压频率仅稍作偏移(至49.9Hz)即达到稳态,孤岛状况不能有效检出,验证了国外文献中的算法在中国电网环境下不能满足孤岛检测标准的要求,孤岛检测算法参数必须重新整定。图8采用的算法为,仿真显示断网后公共点频率逐渐减小,最终被推至频率下限而能成功检出孤岛。为进一步验证盲区分布图在指导孤岛检测方面的可靠性，作者利用实验室现有台架进行了验证实验。该台架由不控整流桥产生直流电压，模拟光伏系统的直流侧；并网逆变器为单相半桥结构，逆变器输出端通过变压器接入电网。实验中RLC负载参数配置实现起来较繁琐,笔者利用现有电阻、电感、电容资源,经并联组成品质因数约为2.0的RLC谐振负载,并通过调节负载电感改变负载谐振频率,使谐振频率等于电网频率,从而在单位功率因数下的逆变器输出无功与负载消耗的无功相等,实现无功平衡,随后,调节并网变压器的逆变器侧电压,使其等于并网前负载两端的电压,实现逆变器输出有功与负载消耗有功功率间的平衡,在功率平衡下进行并网孤岛检测实验。并网实验的目的是验证图6盲区分布图的准确性。实验结果如图9和图10,由图可知,SMS算法取时,装置能在1.2s内顺利检出孤岛并封锁功率管,但采用算