基于同步發電機的分布式電源孤島檢測方法研究

陸以軍，候梅毅

(廣州供電局有限公司，廣東廣州510620)

近年來，分布式發電（DG）以其清潔環保、經濟高效、供電方式靈活等優勢在世界各國快速發展。目前風力發電、太陽能發電、小水電以及利用工業廢氣發電等DG形式在我國已得到廣泛重視與應用?？梢灶A見，DG與大電網相結合將會是未來電網的發展方向。然而，DG在給人們帶來各種效益的同時，也給電網帶來一定的技術挑戰，孤島問題便是其中之一[1，2]。所謂孤島是指當電網因故障等某些偶然原因使得DG系統脫離主電網運行，并形成由DG系統和周圍的負載組成的一個自給供電子系統。該子系統雖然與電網隔離，卻有電能的產生、傳輸和消耗，但脫離了電力部門的管理，稱之為孤島。非計劃孤島運行會對電力設備及運行人員的人身安全造成危害，并且供電質量得不到保證。因此，并網系統必須具有很強的反孤島檢測功能。英國電力聯合會頒布的G59/1規定對于長期并網運行且大于150 kV·A的DG都需配置反孤島保護；IEEE在P1547中規定非計劃孤島形成后反孤島保護要將DG從系統中切除。這在一定程度上保證了電力系統的安全性，卻破壞了DG的正常運行，損害了DG發電商的利益，不利于DG技術的發展。因此，近幾年隨著DG技術的發展，提出了微網(Micro-grid)的概念。所謂微網是指由DG、負載、儲能裝置、能量變換設施、控制系統等組成的一個小型配電網系統，它既可以與公用電網并網運行，也可以與公用電網分離后獨立運行。DG以微網的形式與系統相連，在孤島狀態下可按計劃向微網內的負荷供電，但其運行的模式將改變，因而也需要裝設孤島檢測裝置，一旦形成孤島運行需將其切換至孤島運行模式，這也是所謂的計劃孤島[3，4]?？傊?，無論DG以哪種方式運行，都需要進行孤島檢測。

目前DG種類繁多，根據所使用一次能源的類型可將DG可分為風力發電、太陽能發電、生物發電、地熱發電、小型水利發電、燃料電池發電、潮汐發電、燃氣輪機發電等。由于DG采用的發電技術不同，輸出的電壓類型也不同，概括起來主要可分為3種類型：工頻交流量、直流量和高頻交流量。不同類型的輸出也決定了其并網方式以及孤島檢測方法的不同，大致可分為三類[3]：第一種類型的DG一般可以直接并網，如小型水電、部分風力發電。這類DG的孤島檢測常用無源法，即根據孤島發生時，DG側的電氣參數的變化來判斷孤島是否發生。直接并網的同步發電機的孤島檢測多采用這一方法，其中較為典型的是以頻率變化為依據的各種檢測方法。而直接并網的異步發電機由于脫離電網后無法獨立運行，其控制系統中包含失去電網的保護，實質就是孤島檢測，一般無需額外的孤島檢測裝置。第二種類型需經逆變器并網，典型的如光伏發電。這類DG的孤島檢測常用有源法，即主動向系統注入特定的檢測信號，或者人為地調節發電機的工況，然后通過監測由此引起的電氣參數的變化來判斷DG是否處于孤島運行狀態。第三種類型則需整流后再經逆變器并網，如微型燃氣輪機。這類DG的孤島檢測也常用有源法。本文著重探討直接并網的同步發電機這一類型DG的孤島檢測方法。

1 同步發電機的孤島檢測方法

目前基于同步發電機的DG孤島檢測最為常用的2種方法是相位偏移法和頻率變化率法，本文重點探討相位偏移法[5-7]。

相位偏移法是通過測量DG機端電壓相位角的變化來檢測孤島狀態。安裝有相位偏移檢測裝置的DG系統等值電路，DG為同步發電機，如圖1所示。DG并網運行時，發電機的電動勢與端電壓的相位差為，相量圖如圖2（a）所示。如果由于故障等原因斷路器CB2跳開形成孤島，負載L的功率完全由DG承擔，由于DG所帶負載功率的突然增加（或減少），流過發電機電抗的電流增大（或減少），電動勢與端電壓的相位差隨之增大（或減少），如圖2（b）所示（圖示為增大情況）。相應地，端電壓將從孤島前的跳變到一個新的值，其相位也隨之改變。而在孤島發生瞬間可認為電動勢是不變的，則與之間的相位差即為的變化值。端電壓的這種變化稱之為相位偏移，相位偏移法就是根據這一特性來判斷DG是否處于孤島狀態的。

圖1 裝有孤島檢測裝置的系統等值電路

圖2 孤島前后發電機電動勢與端電壓相量圖

2 相位偏移法的算法研究

相位偏移法的檢測性能與相位偏移的算法密切相關。傳統的相位偏移算法，算法簡單、易于實現，但當孤島瞬間功率不平衡程度較小時，很容易產生檢測死區。降低檢測門檻值能縮小檢測死區，但同時也會增加誤判的風險，存在靈敏性和可靠性的矛盾。鑒于此，本文給出了另外一種積分算法。當孤島瞬間DG輸出的有功功率與負載的功率不平衡程度較小時，由此產生的相位偏移量會很小，存在檢測死區。這種情況下，如果能夠計算出一段時間內相位偏移的累計值，這樣即使很小的功率不平衡度，也能使相位偏移量超過門檻值，從而很容易地檢測出孤島狀態，提高孤島檢測的靈敏度[8]。當孤島發生時頻率會發生變化，孤島后一段時間內相位偏移的累積值為：

式（1）中：fDG為孤島后的頻率；f0為孤島前的頻率，一般為系統的額定頻率，故計算時可近似為f0=50 Hz。

由式（1）可知，當孤島瞬間不平衡功率很小時，頻率變化也很小，但如若積分時間足夠長（小于重合閘時間），即使很小的也會使相位角發生較大偏移，通過選取適當的門檻值便能很容易將孤島檢測出來。

通過前文對相位偏移特性和算法的分析，下面給出一種基于相位偏移的復合型孤島檢測方法，該方法將孤島發生時DG的頻率變化與相位偏移相結合組成復合判據。

3 基于相位偏移法的復合型判據

由式（1）可知，相位偏移角由頻率波動的大小和波動所持續的時間2個因素決定。而對于相同大小的相位偏移量，若頻率變化所持續的時間不同，相應的頻率變化情況也不盡相同，如圖3所示。圖中t1，t2及t1'，t2'分別為兩種不同情況下頻率變化的起始及結束時刻，Δθ為圖中陰影部分的面積，Δfmax為頻率恢復時間內變化的最大值。可見對于相同的Δθ，相應的頻率變化最大值是不同的。

圖3 相同相位偏移量情況下頻率變化量區別

對于相位偏移法來說，比較難以區分的兩種情況是孤島狀態下功率不平衡程度很小時所導致DG端電壓的相位偏移以及DG正常并網運行時靠近DG端的較大負荷波動而導致DG端電壓的相位偏移。對于前者，孤島狀態下DG有功輸出基本與孤島區域內負荷相當，DG端電壓的相位偏移量會很小，可能會判斷不出孤島狀態如圖3（b）所示；而對于后者，較大的負載波動也有可能導致DG端電壓發生一定的相位偏移，可能會誤判為孤島狀態，如圖3（a）所示。假定上述兩種情況下相位偏移大小相同，下面重點分析頻率變化的情況。對于孤島狀態而言，由于DG自身的頻率調節能力相對較弱，其頻率調節持續的時間相對較長，相應的頻率變化值較小。而對于近端負載波動情況，即使波動瞬間導致DG轉速發生變化，但由于電網較強的抗擾動能力，很快會將DG重新拖入同步，因此，DG頻率變化的持續時間通常會很短，由圖3（a）可知，若產生相同的相位偏移量，其所對應的頻率變化量也較大。根據以上分析可知，當兩者產生相同的相位偏移量時，相應的頻率變化量是不同的。鑒于此，可以將頻率變化值作為孤島檢測量，與相位偏移相結合組成復合判據用于孤島檢測。

復合型檢測方法仍以檢測相位偏移為主，設置2個門檻值 Δθ1和 Δθ2，且 Δθ1＞ Δθ2。 為避免負荷波動導致的誤判，可將Δθ1選的相對較大，而Δθ2是為減小檢測死區而設置的。當相位偏移角Δθ＞Δθ1時，直接判斷為孤島狀態；而當最大檢測時間內Δθ＜Δθ1時，引入頻率變化門檻值Δfthr，只有同時滿足Δθ＞Δθ2且Δfmax＜Δfthr，判斷為孤島狀態，此時的Δθ為最大檢測時間內的相位偏移累計值，Δfmax為最大檢測時間內頻率變化的最大值。此外為了防止避免發電機啟動、系統發生電壓波動等情況下誤判，這里還設置了電壓輔助判據，而當電壓低于某一門檻值時即閉鎖孤島檢測。綜上所述，可將孤島檢測的復合型判據歸納如下：

該方法增加了輔助判據，用于孤島后不平衡有功功率變化不大的情況，即利用主判據無法檢測出的孤島狀況，通過降低門檻值、引入頻率變化值來區分孤島與非孤島狀態。Δfthr的選取應大于上述臨界情況下（主判據剛好無法檢測出）孤島時產生的頻率變化最大值，的選取與靈敏度要求有關，選取的值越小靈敏度越高，誤判的幾率也會相應增加。

4 復合型判據的仿真研究

為對判據進行驗證，在PSCAD/EMTDC環境下搭建如圖4所示的仿真系統。其中DG為帶有勵磁調節和調速控制的同步發電機，勵磁系統采用IEEE的AC8B勵磁模型，發電機模型為TUR1，其調速系統采用IEEE的EDH模型。負載L1接在近DG側，其類型設定為恒功率模型。以下仿真均假定t=0.5 s時斷路器QF2斷開，DG和負載L1脫離公用電網組成一個孤島系統或是在t=0.5 s時投切負荷模擬系統負荷波動。且本文只給出了孤島瞬間孤島內總負荷大于機組出力的仿真結果和結論，負荷波動則只給出了系統增加負荷的仿真結果與結論，而通過對與這兩種情況相反的情況進行仿真分析，也可以得到同樣的結論。

圖4 孤島仿真系統

利用PSCAD/EMTDC的邏輯模塊構建出復合判據的邏輯判斷框圖，如圖5所示。

4.1 主判據的仿真分析

采用圖4所述的仿真系統，這里將端電壓相位偏移的最大檢測時間設為500 ms（小于重合閘時間），為了避免負荷波動導致誤判，這里將主判據門檻值設定的較大，為Δθ1=50°。DG并網運行時，系統中負荷L1總有功為3.65 MW，DG輸出有功為3 MW，孤島瞬間DG輸出的有功功率則會由3MW突變至3.65 MW，發電機端電壓的頻率變化、相位偏移以及孤島狀態檢測情況如圖6所示。

圖5 復合型孤島檢測方法邏輯判斷框圖

圖6 主判據臨界點情況（ΔP=0.65 MW）

由圖 6（b）、圖 6 （c）可以看出，相位偏移角在孤島檢測最大允許時間500 ms時達到50°，若在此基礎上繼續減小有功功率的不平衡程度，則主判據將不能檢測出孤島，即主判據所能檢測的臨界不平衡功率為ΔP=0.65 MW，若不平衡功率大于0.65 MW時，均可以正確判斷出孤島狀態。此外，由圖6（a）可知，此時頻率變化最大值約為0.4 Hz，可以以此作為輔助判據的頻率動作門檻值。

4.2 輔助判據的仿真分析

為進一步減小檢測死區，這里取Δθ2=15°，Δfthr=0.4 Hz。DG并網運行時，系統中負荷L1有功為3.18 MW，DG輸出有功為3 MW。孤島瞬間DG輸出的有功功率由3 MW突變至3.18 MW，發電機端電壓的頻率變化和相位偏移如圖7所示。

圖7 輔助判據臨界動作點情況（ΔP=0.18 MW）

由圖7可知，相位偏移角在孤島檢測最大允許時間500 ms時達到15°，且頻率變化的最大值小于0.4 Hz，即輔助判據所能檢測的臨界不平衡功率ΔP=0.18 MW。在主判據不能在規定時間內判出孤島的情況下，輔助判據能正確判斷出孤島狀態，縮小了檢測死區。為驗證輔助判據的可靠性，這里進行如下仿真。DG并網運行時，當t=0.5 s時，在DG近端投入負荷3.5 MW，DG端電壓頻率變化及相位偏移如圖8所示。

圖8 輔助判據的可靠性驗證（ΔP=3.5 MW）

由圖8可知，在孤島最大檢測時間內，相位偏移的最大值達到15°，但由于DG頻率變化的最大值大于0.4 Hz，故不會發生誤判。當負荷波動小于3.5 MW時，相位偏移的最大值也小于15°，亦不會誤判；如果負荷波動大于3.5 MW，雖然DG端電壓相位偏移角超過15°，但其頻率變化的最大值也會大于0.4 Hz，所以也不會發生誤判。而上述這些情況，如果不引入頻率作為輔助判據，則當負荷波動大于3.5 MW時，就會發生誤判情況。由此可見輔助判據是十分可靠的。此外這里也可以看出，不能一味通過縮小輔助判據的的大小來減小檢測死區，因為小負荷波動很可能會導致相位偏移量大于，同時頻率最大變化量又小于的情況出現，從而使得輔助判據誤判。

綜上所述，基于相位偏移和頻率變化的復合型孤島檢測方法在保證可靠性的前提下，能有效檢測出孤島狀態，縮小孤島檢測死區，提高孤島檢測靈敏度。

5 結束語

本文詳細介紹了相位偏移法的原理及算法，針對傳統相位偏移法存在的靈敏度和可靠性矛盾的問題，文中給出一種基于相位偏移和頻率變化的復合型孤島檢測方法。該方法設置了主輔兩個判據，在輔助判據中引入了頻率變化作為輔助判斷量，在保證可靠性的前提下，有效解決了功率不平衡程度較小時孤島檢測難的問題，縮小了孤島檢測死區。最后在PSCAD/EMTDC中對該復合判據進行了仿真分析和驗證，結果表明：該方法在保證可靠性的前提下，能準確地檢測出孤島狀態，縮小孤島檢測死區，提高孤島檢測靈敏度。

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