光伏并網系統(tǒng)孤島效應的研究

王可輝 公茂法 蘇彥平 劉丙乾 李正光

（山東科技大學，山東 青島 265900）

0 前言

在追求低碳社會的今天，太陽能作為一種清潔的可再生能源，越來越受到世界各國的重視，光伏產業(yè)如雨后春筍般異軍突起。國內外太陽能發(fā)電并入電網的報道屢見不鮮，在光伏并網過程中，孤島效應問題已成為影響電能質量、穩(wěn)定、安全的關鍵。

1 孤島效應的定義與危害

所謂孤島效應[1]是指當電網因電氣故障、自然因數(shù)或者誤操作而發(fā)生停電中斷時，各用戶端的光伏發(fā)電系統(tǒng)沒有及時檢測出停電狀態(tài)并脫離市電網絡，而是繼續(xù)保持向電網輸送電能，同時與負載形成獨立的公共電網無法控制的自給自足的供電孤島。

孤島效應不僅給整個電網帶來安全隱患，同時會降低整個光伏并網發(fā)電系統(tǒng)的工作效率，其主要影響表現(xiàn)在以下幾個方面[2]：

1.1 當維修人員對正在對系統(tǒng)進行檢修時，孤島現(xiàn)象發(fā)生，由于光伏并網系統(tǒng)繼續(xù)保持給負載供電，因此會危害維修人員的人身安全。

1.2 孤島效應可能導致接地、相間短路等故障不能及時清除，從而導致電網設備的損害，干擾電網正常供電系統(tǒng)的自動或手動恢復。

1.3 當孤島系統(tǒng)與市電電網恢復正常時，一方面，斷路器等裝置會因為光伏并網發(fā)電系統(tǒng)與電網發(fā)生不同步而損壞，另一方面，在并網恢復瞬間，因電壓相位不同產生很強的沖擊電流，損壞相關設備。

1.4 單相光伏并網發(fā)電系統(tǒng)可能會因孤島效應的原因對三相負載進行供電，造成三相負載缺相運行，從而造成三相負載設備損害。

由上可知，當電網電氣故障或者供電中斷時，孤島效應將會對整個電力系統(tǒng)中的各級用戶和設備造成損害。所以，在光伏并網系統(tǒng)中必須裝設具有反孤島保護功能的裝置，目的是實時檢測孤島效應并及時將光伏并網發(fā)電系統(tǒng)與電網進行切斷。

2 孤島效應的發(fā)生機理與條件

并網光伏發(fā)電系統(tǒng)的功率流圖如圖1所示。當電網運行正常，假設逆變器工作于單位功率因數(shù)正弦波模式下，負載采用并聯(lián)RLC電路來模擬，并假設P、Q為光伏系統(tǒng)向負載提供的有功功率、無功功率；ΔP、ΔQ分別代表電網向負載提供的有功功率和無功功率；Pload為負載吸收的有功功率，Qload為負載吸收的無功功率。

圖1 光伏并網發(fā)電系統(tǒng)功率流圖

公共節(jié)點（PCC）處的功率，由能量守恒定律可以由以下公式表示：

依據(jù)孤島效應發(fā)生時，整個系統(tǒng)的電壓和頻率均會發(fā)生大規(guī)模的波動，此時對系統(tǒng)電壓或者頻率進行檢測便可以檢測到孤島效應。但在光伏系統(tǒng)提供的功率等于負載需要的功率時，即P=Pload，Q=Qload情況下，公共節(jié)點（PCC）處電壓和頻率變化波動都很小，難以通過系統(tǒng)檢測來判斷孤島效應的發(fā)生。

孤島效應形成后，逆變器控制系統(tǒng)負責監(jiān)控公共節(jié)點（PCC）處電壓瞬時值ua，逆變器為了保證輸出端電壓ua與電流iinv的同步，將驅使iinv改變頻率，直到ua與iinv之間相位差為0，使iinv頻率到達穩(wěn)態(tài)值f0（負載諧振頻率）。

電網故障后的無功功率平衡關系用相位的平衡關系來描述表示為：

其中，θinv為逆變器輸出電流超前端電壓的相位角，φload為負載的阻抗角。

對于選取RLC并聯(lián)負載的系統(tǒng)中，負載阻抗角可表示為：

從上面的分析可知，光伏并網發(fā)電系統(tǒng)孤島效應產生的必要條件是：

1）負載吸收的有功功率與光伏系統(tǒng)提供的有功功率相匹配；

2）負載吸收無功功率與光伏系統(tǒng)提供的無功功率相匹配，即滿足相位平衡關系：

3 孤島效應檢測方法

孤島效應檢測方法主要有兩種，基于通信的反孤島檢測方案[3]與局部反孤島檢測方案[3]。本文主要研究局部反孤島策略。

3.1 被動式孤島檢測

3.1.1 過、欠電壓反孤島方案[4]（OVP/UVP）

過、欠電壓反孤島方案是指，當并網逆變器控制系統(tǒng)檢測出PCC處的電壓幅值超過正常范圍U1(光伏并網系統(tǒng)輸出的電壓最大值)、U2(電壓最小值)，通過控制命令斷開與逆變器與市網的連接，從而實現(xiàn)反孤島的一種被動式檢測方法。當電網運行正常運行狀態(tài)時，市網的輸出功率是ΔP+jΔQ，逆變器輸出功率是P+j Q，負載的功率是Pload＋j Qload；當斷路器斷開時，ΔP≠0，因負載吸收有功功率與逆變器輸出的有功功率不匹配，PCC處電壓幅值將會改變，如果偏移量很大，證明發(fā)生孤島效應，從而系統(tǒng)從電網中斷開有效的防治孤島發(fā)生。

3.1.2 過、欠頻率反孤島效應方案[5]（OFP/UFP）

當光伏并網逆變器控制系統(tǒng)檢測出PCC處的電壓頻率不在正常的頻率范圍內時，立即停止逆變器并網工作，這種反孤島效應方案稱之為過、欠頻率反孤島效應方案。假設正常工作的頻率范圍為f1、f2，f1、f2分別為電網正常工作的頻率上、下限值。IEEE Std1547-2003標準規(guī)定[6]：當標準電網頻率 f0=60Hz時，f1=59.3Hz、f2=60.5Hz。 我國標準電網的頻率是f0=50Hz，同理根據(jù)比例計算出電網頻率正常范圍的上下限為f1=49.4Hz、f2=50.4Hz。在圖2中，當電網正常運行時，電網決定公共耦合點處的電壓頻率，只要電網不發(fā)生電氣故障或維修中斷，就不會出現(xiàn)頻率波動。當電網斷開時，如果ΔQ≠0，公共節(jié)點PCC處電壓頻率就會發(fā)生變化，如果偏移量超出正常范圍，證明孤島效應發(fā)生，從而系統(tǒng)發(fā)生保護動作。

優(yōu)缺點：

過/欠電壓、過/欠頻率孤島檢測法成本低，但是可作用的范圍廣，既可以檢測孤島效應還可以保護用戶設備，有利于并網光伏逆變器的并網。它作為被動式的檢測方法，對電網電能的質量影響很小。缺點是這種檢測方法的非檢測區(qū)比較大。

3.2 主動式孤島檢測

3.2.1 主動頻移反孤島方法——AFD方案

主動頻移反孤島方法是主動式反孤島方案中的一種，其原理是通過逆變系統(tǒng)向市網注入略有所畸變的擾動電流，形成一個頻率連續(xù)改變的趨勢，當光伏并網系統(tǒng)與市網正常連接時，頻率是不會改變的；當分離后，并網逆變器輸出端電壓頻率將會被迫發(fā)生偏移，由此確定孤島效應的發(fā)生。

優(yōu)缺點：

操作簡單，比被動式檢測方式的非檢測區(qū)更小。缺點是降低了并網逆變器輸出的電能的質量，容易對非連續(xù)的電流波形產生射頻干擾，并且負載的阻抗特性可能阻止頻率偏移，使孤島檢測失敗。

3.2.2 主動電流干擾法

采用此種方法檢測孤島效應時，逆變器輸出的電流幅值在逆變器控制系統(tǒng)的作用下發(fā)生周期性的改變，同時也改變了逆變器輸出的有功功率P。因此，當電網電氣故障或者中斷時，負載吸收的有功功率與逆變器輸出的有功功率將會不匹配，當PCC點的電流超出過、欠電壓保護閾值時，就可以檢測出孤島效應。

優(yōu)缺點：

采用電流干擾的方案在負載功率完全匹配時也不存在不可檢測區(qū)，并網運行時不會向電網注入諧波。缺點是多臺并網運行時，必須同步進行電流干擾，否則各擾動量會相互抵消而產生稀釋效應，進入不可檢測區(qū)，此外光伏電池輸出的功率隨光照強度而波動，人為加入的電流擾動會對并網光伏系統(tǒng)的輸出效率產生影響。孤島檢測的閥值也很難選取。

3.2.3 阻抗測量法

在光伏并網發(fā)電系統(tǒng)與電網連接時，公共耦合點處的阻抗比較小;當電網與并網系統(tǒng)斷開時，公共耦合點處的負載阻抗一般情況均都大于連接時的阻抗。因此，通過測量公共耦合點電路阻抗的變化范圍,就可實現(xiàn)孤島效應的檢測。

優(yōu)缺點：

總體來看，阻抗測量法雖然可以很好地檢測孤島的發(fā)生，但是持續(xù)擾動會影響電網質量；對于弱電網或電網本身擾動較大的情況，很難實現(xiàn)電網阻抗檢測；多個并網逆變器并聯(lián)運行時，檢測信號會相互干擾，使阻抗估算錯誤。

4 結束語

從現(xiàn)有的反孤島策略的優(yōu)缺點來看，未來的光伏系統(tǒng)反孤島效應還應從下面的方向努力：

4.1 尋求簡單有效且低成本的反孤島策略，將光伏并網系統(tǒng)孤島效應的危害降低到最低，兼顧考慮檢測性能、輸出電能質量以及對整個系統(tǒng)暫態(tài)響應的影響。

4.2 綜合使用多種孤島檢測方法并配合相應的并網逆變器控制方法，加強對孤島效應的利用策略，防止重要設備在電網斷電后停止工作。

［1］王志峰.光伏發(fā)電并網控制及其孤島檢測[D].武漢：華中科技大學，2004.

［2］張興，曹仁賢，等.太陽能光伏并網發(fā)電及其逆變控制.第一版[M].機械工業(yè)出版社.

［3］褚小莉.光伏并網中的孤島效應研究[D].合肥：合肥工業(yè)大學，2009.

［4］趙為，余世杰，等.光伏并網發(fā)電系統(tǒng)的孤島效應與防止策略[J].太陽能學報，2003(4)：94，97.

［5］崔容強，等.并網型太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)[M].化學工業(yè)出版社，2007.