分布式并网发电系统的孤岛检测方法性能评价*
分布式并网发电 孤岛检测方法
1 引言
对于以风力发电、光伏发电、生物发电等为基础的分布式电源（DG）并网发电系统而言，当电网断电或DG从电网断开时，并网发电子系统继续工作并与周围的负载形成一个供电的孤岛系统。孤岛的发生对操作人员和用电设备带来潜在的危险，主要表现在：对公网线路进行维修的人员存在一定的安全危害；孤岛区域的供电电压和频率可能不稳定而发生波动甚至崩溃，从而会造成对负载用电设备的损坏；电力公司恢复供电时，孤岛系统重新并网引起大的电流冲击；因单相供电造成系统三相负载的欠相问题；由于孤岛状态脱离了电力管理部门的监控而使系统看起来不可控，具有高隐患安全问题[1]。
随着分布式并网发电系统的日益增多，发生孤岛效应的概率显然会增加，必须对这种现象进行保护，以免发生孤岛问题，因此解决孤岛问题显得尤为重要。目前，人们提出了不同的孤岛检测方法。总体上，孤岛检测方法分为两类：远程技术和本地技术。下面详细地介绍各方法的原理和特点。
2 远程技术
远程技术是通过电网与各DG之间通讯完成检测的。它是指电网和分布式电源之间通过通讯来联系，实现的孤岛检测具有很高的可靠性。但是，因为需要通讯设备，所以其成本要高于本地技术。远程技术包括电力线路载波(PLC)法、传输断路器跳闸方法和SCADA技术等[2,3]。该类方法适合于大功率分布式电源并网电站。
电力线路载波法是采用连接在变电站母线二次侧的信号发生器不断地给所有的配电线路发送信号，各DG都有自己的信号接收器，通过判断接收到信号的连续性来判别孤岛的发生，通讯线路是电网线路。该方法的优点是可靠性高，同时不用考虑配电网络拓扑结构变化。缺点是需要额外的信号发送器和DG接收器装置，而信号发生器通常为中压设备，因而需要降压变压器设备。如果只有少量的分布式电源，则大大增加了系统的成本，同时也会干扰其他电力线路载波通讯信号。
传输断路器跳闸方法是通过检测各DG与电网之间所有的断路器以及自动重合闸的状态来进行。该方法需要无线通讯方式来传送状态信息。其缺点是在断路器上安装检测和无线电发送装置需要得到电力部门的许可，同时也存在断路器上的高电压和拉弧对上述装置的安全和干扰问题。 监控与数据采集SCADA技术是从系统的角度出发进行孤岛检测的，它是一个主控单元与多个DG自带的远端单元RTU进行通讯完成的。孤岛检测与保护动作的速度受通讯方式影响较大。
3 本地技术
本地技术是各DG本身通过检测公共耦合点电压的信息来判断孤岛是否发生。本地技术分为两大类：被动式检测法和主动式检测法。 3.1 被动式检测法
被动式检测法只是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，而无需向电网注入任何扰动信号，因此被动式检测法对供电质量无影响。检测方法包括过/欠压保护以及过/欠频保护，电压相位突变检测，电压谐波检测以及频率变化率检测等。 (1)过/欠压和过/欠频检测法（OVR/UVR、OFR/UFR）
该方法是最基本、最简单的方法，仅仅依靠检测PCC处的电压有效值和频率是否超出规定的阈值范围来识别孤岛。实际系统中，本地负载大部分为RL串联形式，一旦断网，公共耦合点的电压频率将稳定到0，过/欠频检测方式很容易检测出来。下面就针对检测比较困难的负载形式——RLC并联负载来进行孤岛检测方法描述。如图1所示，其中DG并网逆变器输出有功功率、无功功率分别为PDG、QDG，通常QDG =0；负载需求的有功功率、无功功率分别为Pload、Qload；而电网提供的有功功率、无功功率分别为△P、△Q。负载所需的有功功率和无功功率可用公式（1）、（2）描述。其中，ω指PCC处电压角频率。V为PCC处电压有效值。
(1)
(2)
当断路器S2断开，并网逆变器与负载形成一个孤岛，此时△P、△Q都等于零，那么负载所需的功率全部由DG提供。断网前，当△P>0时，说明负载所需功率大于DG所发功率。断网后，从式(1)可知Pload减小，意味着耦合点的电压V也会随着减小，当V减小到电压下限阈值时，可通过UVR检测出来，进行孤岛保护；反之，当△P<0时，V会增大，当V增大到电压上限阈值时，可通过OVR检测出来，进行孤岛保护。同理，断网前，当△Q>0，意味着负载是感性的，需要一个滞后的无功功率。然而，断网后，△Q=0，QDG =0，则Qload =0。从式(2)可知，ω需要增加直至，当增加到频率上限时，可通过OFR检测出来；反之，当△Q<0时，ω需要减小直至，当降低到频率下限时，可通过UFR检测出来。
如果PCC处电压有效值和频率都落入上下限值之间，则过/欠压检测法和过/欠频检测法都无法识别孤岛。因此，该方法缺点是：有很大的非检测区域，并且负载的不同，其保护反应时间不可确定[4]。
图1 分布式电源并网系统
图2 PJD原理
(2)电压相位突变检测法（PJD）
该方法是通过检测PCC处电压与逆变器输出电流之间的相位差来判断是否发生孤岛。根据并网逆变器工作原理，锁相环技术使得输出电流与电网电压同步[5]。PJD原理如图2所示，在t1时刻，并网断路器断开时，PCC处电压不再是电网电压，而是由负载相位角和逆变器输出电流共同决定。而逆变器输出电流频率固定，由于负载相位角原因，耦合点电压必须跳到新的相位。通过检测电压与电流间的相位差是否超过相位阈值来判定发生孤岛情况。该方法比较简单，容易实现，对电网电能质量无影响。但是相位阈值较难确定，并且可靠性不高，特别是电动机等负载起动时易发生误动作。另外，当负载相位角满足式（3）时，则无法识别孤岛，因此该方法也具
有较大的非检测区域。式（3）中，φth表示相位阈值。
(3)
(3)电压谐波检测法
该方法是检测PCC处电压总的谐波畸变率（THD），如果超过预定值，则认为孤岛发生。在孤岛发生时，将有如下原因导致PCC处电压谐波增大。一个原因是逆变器本身，逆变器输出电流会产生一些电流谐波，该谐波成分流入负载，而负载的阻抗通常比电网高，因而PCC处电压会含有较高的谐波含量。另一个原因是针对有工频变压器隔离的电路拓扑，当在变压器的主绕组侧断开电网的开关时，逆变器输出电流流过它的次级绕组。因为磁滞和变压器的非线性特性，变压器上的电压呈现出很大失真，增加了耦合点电压的失真。此外，局部非线性负载的存在，也会对交流电压产生较大的失真。所以可以通过检测PCC处电压THD来判断是否发生孤岛。 该方法的优点是检测范围大，不影响电网电能质量，即使多个逆变器同时工作时，因相互干扰小，也可以保证检测基本有效。缺点为：电网电压本身具有一定的谐波含量，因此很难设定谐波保护动作阈值；如果孤岛系统中不包含变压器，或逆变器具有高质量、低失真电流输出，或者非线性负荷需要的输入谐波电流与逆变器输出电流匹配等情况时，该方法可能失效[6]。 (4)频率变化率检测法(ROCOF)
该方法的检测原理与电压相位突变检测法基本相同。当孤岛发生后，频率的变化率df/dt是很大的。各DG容量越小，频率变化率就越大[7]。如果在一定时间内，该变化率连续超过预定阈值，则可判断孤岛发生。该方法在DG容量与负载需求容量相当时，则无法识别孤岛。但是只要本地负载发生波动，就会引起两者容量不匹配，孤岛即可检测出来。 3.2 主动式检测法
基于本地技术的被动式孤岛检测方法存在较大的检测盲区，为了满足系统安全标准的要求，必须在逆变器控制策略中加入主动式检测方法。因此，孤岛检测经常将被动式和主动式结合起来使用。主动式检测方法一般是通过定时改变输出信号来达到对电网的扰动效果。根据逆变器输出电流公式Iinv=Imsin(2πft+θ)可知，对幅值（Im）、频率（f）或初始相位（θ）进行扰动，促使处于孤岛状态下的系统PCC处电压有效值、频率或谐波含量等超出正常范围，从而达到检测孤岛效应的目的。常用的主动检测法有电流幅值扰动法、滑动频率偏移法(SMS)、自动移相偏移法(APS)、主动频率偏移法(AFD)、正反馈频率偏移法(AFDPF)、2N周期扰动法、无功功率扰动法等。由于主动检测法是向电网注入畸变的电流扰动信号，因此对供电质量有一定的影响。 (1)电流幅值扰动法
该方法从有功功率扰动角度出发，对并网电流幅值加入固定周期的扰动，通过检测PCC处电压幅值是否变化，从而判断出孤岛效应是否发生[8]。连接电网时，注入扰动的交流电流不会影响电网电压的波动，因此检测到的耦合点电压通常保持恒定。而在电网断开时，耦合点电压是由负载阻抗和逆变器输出电流共同决定。因此，根据检测PCC处电压是否跟随扰动电流进行变化来判断孤岛效应的发生。该方法的优点是软件实现简单，对单台并网逆变器而言，可以可靠地检测孤岛现象，识别被动检测方法下因电源与负载功率平衡而无法检测的区域。但缺点是因电流的扰动影响输送电能的质量，而且在多台逆变器同时工作情况下，每个逆变器注入的电流变化量可能引起冲突，降低检测可靠性，因此，该方法不适合多台逆变器并网运行。
图3 SMS法(θ>0和θ<0)
图4 SMS方法下的频率与相位关系图
(2)滑动频率偏移法SMS(Slip-mode frequency shift)
SMS检测法是基于相位的偏移扰动，即将输出电流相对于参考电压的相位平移相角θ，相角的正弦函数如式（4）所示[9]。典型的SMS曲线可以用图3来描述，图3中，θ>0表示扰动电流滞后电压，θ<0表示扰动电流超前电压。其中，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。
(4)
并网运行时，当PCC处电压频率为50Hz，由式（4）可知θ为0。当PCC处电压频率不等于50Hz时，θ不为0，逆变器输出电流存在一定的畸变。电网断开后，如果PCC处电压频率有微小的增大或减小，相角θ则按SMS曲线增大或减小，而负载特性决定了相角与频率只能成比例增加或减少，导致系统由不稳定区域向稳定区域过渡，在达到A点或B点时系统才达到新的平衡，如图4所示。如果A点或B点对应的频率已经超出OFR/UFR设定阈值范围，则进行孤岛保护。但是，当RLC负载的相位增加速度快于DG系统，而且A点或B点对应的频率在OFR/UFR设定阈值范围内时，SMS方法失效。另外，当启动相角θ与负载角匹配时，也可能导致SMS方法失效。
(3)自动移相APS法(Automatic Phase-Shift Method)
该方法是对SMS方法的改进[10]。逆变器输出电流的启动相角θ(k)随着上一周期的频率f(k-1)而决定，如式(5)所示。其中，θ0（k）和θ0(k-1)分别为当前周期和上一周期的初始相移角，如式(6)所示。Δθ是常数，Δf是相邻周期频率差，F (Δf)是相邻频率差Δf的符号函数，如式(7)所示。
(5)
(6)
(7)
在孤岛状态下,当PCC处电压频率增加时，θ0（k）增加相角Δθ，这将打破系统的平衡点。相角与频率是正反馈的关系，当相角增大时，会导致频率进一步增大，最终频率超过上限，OFR动作，进行孤岛保护。反之，当PCC处电压频率有所减小时，最终将导致欠频UFR动作，而进行孤岛保护。
该方法相对SMS法来说，加快了检测的速度，但是当负载相位角与扰动相位角相匹配时，同
样会引起相互抵消作用，而导致无法识别孤岛效应。 (4)主动频率偏移AFD法（Active frequency drift）
AFD法是对逆变器输出电流注入微小的畸变。其特点是扰动电流与PCC处电压保持同步，正负半周波形对称，扰动频率向上偏移或向下偏移。如果向上偏移，则扰动电流频率比电压频率略快，在电流正负半周末尾注入零电流tz区间。如果注入的扰动电流频率向下偏移，则其频率就会比电压频率略慢。为了保持电流和电压同步，在电压正负半周末尾斩掉电流tz区间。图5是频率向上偏移和向下偏移的主动频率偏移法示意图。其中，Tu为电压周期，tz为电流畸变时间。 当孤岛发生时，逆变器输出电流加到负载上。若负载角频率与电网频率相差较大，则AFD法通过频率向上偏移或向下偏移，可以在较短时间内实现OFR/UFR保护。若两者频率相当，且相位接近时，则采用AFD法需要较长时间才能实现OFR/UFR保护。若两者频率相等，且负载角θL和扰动角度θZ匹配时，则采用AFD法无法识别孤岛[11]。其中，负载角θL和扰动角θZ如式（8）和（9）所示，fu为PCC处电压频率。
(8)
(9)
(5)正反馈频率偏移(AFDPF/SFS)
为了减小AFD法的检测盲区和响应时间，AFDPF方法用正反馈加速频率偏移系数Cf=2tZ/Tu，如式（10）所示[12]。
(10)
式中，Cfk-1为前一周期的偏移因子，Δf为相邻周期的频率差，F (Δf)为频率增量的正反馈函数，该函数与式（7）原理相同。该方法与AFD法相比，不仅可以加速频率的偏移，而且在频率变化为负值的情况下可以减小Cf，也就意味着在相同的Cf下检测盲区更小。与此同时，当具有AFDPF算法的多台逆变器并联运行时,正反馈的作用将更为显著。AFDPF方法的缺点也是RLC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。 (6)2N周期电流扰动法
AFD法及其改进方法都是单纯依靠检测PCC处电压频率是否超出规定频率范围作为判断准则，而2N周期扰动法则是根据PCC处相邻周期间的电压频率差是否正负连续交替变化来识别孤岛效应，其原理如图6所示[13]。在第2N个整数电压周期时，采用与AFD法相同的电流扰动；在第2N+1个整数电压周期时，逆变器输出电流与PCC处电压同频同相，并不进行任何畸变，有利于降低电流的谐波
图5 频率向上偏移和向下偏移的主动频率偏移法
图6 2N周期电流扰动法
电网断电后，由于相邻周期电流的交替作用，使得电压频率高低交替渐进式变化。最终，相邻周期电压频率会稳定在两个频率上交替变化。连续记录耦合点相邻周期电压频率之差正负交替变化状态次数，当超过设定次数时，则进行孤岛保护。该方法的优点是可以解决AFD法存在的非检测区问题，缺点是孤岛检测的响应速度较慢。 (7)无功功率扰动法
该方法是利用逆变器输出无功功率的变动来检测孤岛的发生[14]。并网时，公共耦合点的电压不受逆变器输出无功功率的影响。但是，当系统进入孤岛状态时，逆变器发生的无功功率与负载需求的无功功率不匹配时，负载电压幅值和频率将发生变化。由于在一定电压幅值和频率下，负载需求无功功率是固定不变的，而逆变器输出无功功率是变化的，从而避免了两者无功功率的匹配情况，同时使得负载电压幅值和频率偏移，直至超出频率或电压的预定阈值，进而实现孤岛保护。该方法的缺点是功率因数偏离1，扰动的无功功率大小较难确定。
附表 孤岛检测方法比较
(8)谐波电压注入法
该方法参考了电力线路载波原理。一个高频放大信号通过电容耦合到PCC处电压中，高通滤波器吸收该高次谐波[15]。并网时，由于系统阻抗与高通滤波器两端阻抗并联，且系统阻抗非常小，因此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。该方法的缺点是硬件成本高，注入一定的电压谐波，影响电网电能质量，同时也存在谐波电压检测阈值难确定问题。 (9) 谐波阻抗检测法
在逆变器输出电流中注入一定幅值的1个或2个频率的谐波电流，实时监视对应频率的谐波阻抗，一旦该谐波阻抗连续超过设定阈值很多个周期，则认为孤岛发生[16]。该方法的缺点是注
入电网的电流谐波较大。由于注入的谐波电流幅值不易过大，因此导致谐波阻抗阈值确定困难，有发生误判的可能性。该方法不适用于多台逆变器并网同时运行情况。
4 结束语
从远程技术和本地技术角度出发，本文详细分析了分布式电源并网孤岛检测常用的方法及其特点，主要比较分析了被动式和主动式检测方法的优缺点，给出了各种方法的适用范围(见附表)。由于各种方法都有各自的优缺点以及存在一定的非检测区问题，因此，目前的孤岛检测技术主要是集中在将被动式和主动式检测技术更加合理地结合起来，达到准确可靠地识别孤岛现象的目的。
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任碧莹