本發(fā)明涉及電力系統(tǒng)分析技術(shù)領(lǐng)域，特別是涉及基于svg調(diào)節(jié)功率因數(shù)的光伏電站的孤島檢測法。

背景技術(shù)：

為了解決日益嚴(yán)峻的能源危機(jī)和環(huán)境問題，并網(wǎng)光伏發(fā)電技術(shù)得到的迅速的發(fā)展，中國光伏發(fā)電累計裝機(jī)容量達(dá)到約47gw，成為全球光伏累計裝機(jī)量最大的國家，其中約90％為集中式光伏電站。光伏電站的送出系統(tǒng)并非全部采用專用通道，系統(tǒng)上游保護(hù)動作后，光伏電站孤島運(yùn)行時，重合閘、備自投等設(shè)備無法正常動作，嚴(yán)重影響就地區(qū)域負(fù)荷供電可靠性。這是目前我國西北地區(qū)部分光伏電站(甚至部分風(fēng)場)中存在的問題，場站級光伏的孤島檢測方法亟待研究。

并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的孤島定義和檢測方法的研究主要針對分布式電源，可以分為被動式孤島檢測法、主動式孤島檢測法和通信式孤島檢測法三類。

被動式孤島檢測法研究之初主要利用電壓幅值、頻率、相位、諧波及其變化率的變化情況來識別孤島，這種方法檢測速度慢并且存在較大的檢測死區(qū)。近幾年被動式孤島檢測法的研究重點(diǎn)在同時利用多種電氣量識別孤島，采用先進(jìn)數(shù)據(jù)挖掘技術(shù)獲取相應(yīng)特征量，同時利用智能模式識別方法來檢測孤島，該類方法檢測速度較快、孤島檢測死區(qū)較小。然而，從機(jī)理上分析，當(dāng)孤島后功率完全匹配時仍然存在不可避免的死區(qū)，同時智能算法和改進(jìn)的數(shù)據(jù)處理方法對硬件要求較高，難以滿足工程應(yīng)用需求。

主動式孤島檢測方法通過向光伏逆變器輸出的頻率、電流等引入一定規(guī)律的擾動信號，孤島運(yùn)行時擾動信號造成并網(wǎng)點(diǎn)電氣量的變化，以此檢測出孤島。然而光伏電站的孤島檢測為了和低電壓穿越配合，反饋系數(shù)設(shè)置較小，孤島時電氣量變化不明顯，導(dǎo)致孤島檢測失效；同時光伏電站逆變器種類較多，控制策略不同，多機(jī)并聯(lián)運(yùn)行時，擾動信號可能相互抵消、稀釋導(dǎo)致孤島檢測失效；并網(wǎng)運(yùn)行電網(wǎng)波動時擾動信號可能相互激勵放大導(dǎo)致系統(tǒng)電能質(zhì)量惡化。

遠(yuǎn)程孤島檢測法主要包括電力線載波通信法、開關(guān)信號傳輸法和監(jiān)控數(shù)據(jù)采集法。該類方法利用信號發(fā)生裝置發(fā)出特定檢測信號或者檢測系統(tǒng)開關(guān)信號判斷系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)來實現(xiàn)孤島檢測，需要建立較為完備的信號發(fā)生裝置、信號接收裝置和信號傳輸通道等，成本較高，實現(xiàn)困難，目前并沒有得到廣泛的應(yīng)用。

目前針對光伏電站孤島檢測方法研究較少，在光伏電站低有功功率輸出與本地負(fù)載間功率匹配度較高時，被動式孤島檢測法存在較大的檢測死區(qū)；光伏電站的逆變器種類較多，主動式孤島檢測法的擾動信號較弱或擾動信號之間相互干擾會導(dǎo)致檢測失效。

因此希望有一種基于svg調(diào)節(jié)功率因數(shù)的光伏電站的孤島檢測法可以克服或至少減輕現(xiàn)有技術(shù)的上述缺陷。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的在于提供一種基于svg調(diào)節(jié)功率因數(shù)的光伏電站的孤島檢測法，有效解決傳統(tǒng)主動法中存在的擾動信號較弱或者擾動信號相互抵消或放大的問題，可以快速可靠地檢測出系統(tǒng)的孤島運(yùn)行。

本發(fā)明提供一種基于svg調(diào)節(jié)功率因數(shù)的光伏電站的孤島檢測法，包括以下步驟：

步驟(1)監(jiān)測光伏電站輸出的有功功率，當(dāng)光伏電站輸出的有功功率等于或高于閾值時執(zhí)行步驟(2)，當(dāng)光伏電站輸出的有功功率低于閾值時執(zhí)行步驟(3)；

步驟(2)svg按照光伏電站并網(wǎng)運(yùn)行時系統(tǒng)對電壓幅值或功率因數(shù)的要求輸出無功功率，孤島檢測根據(jù)電壓幅值的自然變化，如果光伏電站處于孤島運(yùn)行，則pcc處檢測的電壓幅值高于1.22倍額定電壓，依靠電壓幅值的自然變化進(jìn)行孤島檢測并執(zhí)行步驟(4)；

步驟(3)當(dāng)光伏電站輸出的有功功率低于閾值時，光伏電站系統(tǒng)輸出到并網(wǎng)點(diǎn)的功率因數(shù)設(shè)定為預(yù)定值，并向svg發(fā)出控制指令調(diào)節(jié)光伏電站系統(tǒng)輸出的無功功率，使光伏電站系統(tǒng)輸出到pcc處的功率因數(shù)比預(yù)定值降低0.05～0.1，功率因數(shù)在上述區(qū)間內(nèi)以2s為周期循環(huán)規(guī)律變化，如果pcc處頻率變化超出閾值，光伏電站處于孤島運(yùn)行，在輸出到pcc處的功率因數(shù)變化過程中，當(dāng)光伏電站輸出的有功功率超出或等于閾值時，svg調(diào)節(jié)輸出的無功功率，使光伏電站系統(tǒng)輸出到pcc的功率因數(shù)為系統(tǒng)要求的確定值；

步驟(4)采集pcc處的三相電壓信號，計算電壓幅值和頻率；

步驟(5)根據(jù)電壓幅值和頻率的數(shù)值判斷系統(tǒng)的運(yùn)行狀態(tài)。

優(yōu)選地，所述閾值為1.5倍的本地負(fù)荷平均值，本地負(fù)荷平均值根據(jù)總本地負(fù)載的歷史數(shù)據(jù)計算得出，或者由對本地負(fù)荷的預(yù)測得出，反應(yīng)出本地負(fù)載總和的正常水平。

優(yōu)選地，所述步驟(2)為svg設(shè)定了調(diào)整功率因數(shù)的條件，避免了光伏電站系統(tǒng)輸出到并網(wǎng)點(diǎn)功率因數(shù)的頻繁波動，光伏電站輸出的有功功率低于閾值時，利用電壓幅值判斷系統(tǒng)孤島運(yùn)行；光伏電站輸出的有功功率高于閾值時，利用svg發(fā)出的無功擾動改變孤島運(yùn)行時pcc處的頻率，以檢測出孤島運(yùn)行。

優(yōu)選地，所述步驟(3)中的所述功率因數(shù)的預(yù)定值為0.98，所述光伏電站輸出的有功功率低于閾值時，所述光伏電站輸出到pcc的功率因數(shù)在0.975～0.97之間以2s為周期循環(huán)規(guī)律變化，此時svg執(zhí)行在指定區(qū)間調(diào)節(jié)功率因數(shù)變化的命令，不執(zhí)行調(diào)節(jié)系統(tǒng)電壓幅值的命令，直到光伏電站輸出的有功功率高于閾值或者檢測出孤島運(yùn)行。

優(yōu)選地，所述步驟(5)中根據(jù)電壓幅值和頻率的變化情況共同判別光伏電站的孤島狀態(tài)，若所述電壓幅值和頻率的任一參數(shù)超出所述閾值并持續(xù)超過0.2s，則判定為孤島運(yùn)行狀態(tài)。

本發(fā)明適用于光伏電站的基于svg調(diào)節(jié)功率因數(shù)的孤島檢測法具有以下有益效果：

(1)系統(tǒng)只在特定條件下調(diào)節(jié)svg輸出的無功功率，svg是唯一的無功功率擾動源，避免了多擾動信號相互影響問題，適用于含多逆變器的光伏電站；

(2)采用svg單獨(dú)實施無功擾動，擾動信號的產(chǎn)生不依賴逆變器，并且不受電源類型的局限，適用于包含svg的并網(wǎng)新能源電站；

(3)利用電壓幅值作為孤島識別的共同判據(jù)，只在光伏電站輸出的有功功率低于閾值時，控制svg輸出的無功功率小幅度調(diào)節(jié)光伏電站系統(tǒng)輸出到pcc處的功率因數(shù)，施加擾動時間短，對系統(tǒng)的干擾小，最大限度地保證了良好的電能質(zhì)量；

(4)光伏電站輸出的有功功率低于閾值時，光伏電站系統(tǒng)輸出到pcc處的功率因數(shù)是在一個區(qū)間內(nèi)以2s為周期循環(huán)規(guī)律變化，svg輸出的是變化的無功功率，可以避免光伏電站和本地負(fù)載間的無功功率平衡，光伏電站發(fā)生孤島后，頻率必然會超出閾值，孤島運(yùn)行可以被快速無死區(qū)的檢測出來；

(5)本發(fā)明將控制策略嵌入svg的控制系統(tǒng)中，無需添加額外的設(shè)備。

附圖說明

圖1為包括svg系統(tǒng)的并網(wǎng)光伏電站結(jié)構(gòu)的示意圖。

圖2為控制svg檢測光伏電站孤島運(yùn)行的流程圖。

圖3為先孤島后控制svg時有功、無功和功率因數(shù)的波形圖。

圖4為先孤島后控制svg時電壓和頻率的波形圖。

圖5為先控制svg后孤島時有功、無功和功率因數(shù)波形圖。

圖6為先控制svg后孤島時電壓和頻率的波形圖。

圖7為適用于光伏電站的基于svg調(diào)節(jié)功率因數(shù)的孤島檢測法的流程圖。

具體實施方式

為使本發(fā)明實施的目的、技術(shù)方案和優(yōu)點(diǎn)更加清楚，下面將結(jié)合本發(fā)明實施例中的附圖，對本發(fā)明實施例中的技術(shù)方案進(jìn)行更加詳細(xì)的描述。在附圖中，自始至終相同或類似的標(biāo)號表示相同或類似的元件或具有相同或類似功能的元件。所描述的實施例是本發(fā)明一部分實施例，而不是全部的實施例。下面通過參考附圖描述的實施例是示例性的，旨在用于解釋本發(fā)明，而不能理解為對本發(fā)明的限制?；诒景l(fā)明中的實施例，本領(lǐng)域普通技術(shù)人員在沒有作出創(chuàng)造性勞動前提下所獲得的所有其他實施例，都屬于本發(fā)明保護(hù)的范圍。下面結(jié)合附圖對本發(fā)明的實施例進(jìn)行詳細(xì)說明。

如圖1所示，包括svg系統(tǒng)的并網(wǎng)光伏電站包括：并聯(lián)的光伏系統(tǒng)組成的光伏電站、svg系統(tǒng)、本地負(fù)載和電網(wǎng)，文中提到的光伏電站系統(tǒng)是指光伏電站和svg系統(tǒng)兩者共同組成的向本地負(fù)載和大電網(wǎng)輸送有功和無功功率的系統(tǒng)。

正常運(yùn)行時，光伏電站、svg系統(tǒng)、本地負(fù)載與主電網(wǎng)相連；出現(xiàn)故障或系統(tǒng)發(fā)生較大擾動時，斷路器動作，光伏電站和svg系統(tǒng)與主網(wǎng)脫離，與本地負(fù)載形成供電孤島。

圖1中ppv是光伏電站輸出的有功功率，qpv是無功補(bǔ)償設(shè)備輸出的無功功率，pload是站用電等本地負(fù)載消耗的有功功率，qload是低壓電纜、變壓器和本地負(fù)載等消耗的無功功率，pg和qg分別是光伏電站系統(tǒng)通過主變壓器低壓側(cè)的并網(wǎng)點(diǎn)向主電網(wǎng)輸送的有功功率和無功功率。

在光伏電站并網(wǎng)工作時，光伏電站滿足本地負(fù)載消耗的同時向主電網(wǎng)輸送功率，此時：

式中ug和fg分別是光伏電站并網(wǎng)運(yùn)行時并網(wǎng)點(diǎn)的相電壓幅值和頻率。

孤島運(yùn)行時，光伏電站停止向電網(wǎng)輸送電能，pg和qg均為0。由式(1)和式(2)可知孤島運(yùn)行后電壓幅值和頻率分別為：

其中ug’是孤島運(yùn)行后并網(wǎng)點(diǎn)的相電壓幅值，fg′是孤島運(yùn)行后并網(wǎng)點(diǎn)的頻率，r是本地負(fù)載的電阻值，l是本地負(fù)載的電抗值，c是本地負(fù)載電容值，即無功補(bǔ)償裝置的等效電容值。

由式(3)和式(4)可知，孤島運(yùn)行后并網(wǎng)點(diǎn)電壓幅值的變化主要由光伏電站發(fā)出的和本地負(fù)載消耗的有功功率決定；頻率的變化主要由無功補(bǔ)償裝置發(fā)出的和本地負(fù)載消耗的無功功率決定，同時也受到有功功率的影響?；诖?，在光伏電站輸出的有功功率低于閾值時，調(diào)節(jié)svg輸出的無功功率控制光伏電站系統(tǒng)輸出到并網(wǎng)點(diǎn)的功率因數(shù)為特定區(qū)間，使光伏電站系統(tǒng)輸出的無功功率與站用電消耗的無功功率不能匹配。如果光伏電站系統(tǒng)處于并網(wǎng)運(yùn)行，小幅度的無功功率改變不會影響其正常運(yùn)行；如果光伏電站系統(tǒng)處于孤島運(yùn)行，則可以根據(jù)頻率變化快速可靠檢測出孤島運(yùn)行狀態(tài)。

光伏電站系統(tǒng)輸送到pcc處的功率因數(shù)為：

η為光伏電站系統(tǒng)輸出到并網(wǎng)點(diǎn)處的功率因數(shù)，光伏電站用電等設(shè)施消耗的無功功率較少，pcc的功率因數(shù)較高，約為0.98。

如圖2所示，控制svg檢測光伏電站孤島運(yùn)行的流程圖，在光伏電站輸出的有功功率低于閾值時(閾值可以選擇為站用電等本地負(fù)荷消耗的有功功率的歷史平均值的1.5倍，由光伏電站歷史運(yùn)行數(shù)據(jù)得出)，控制svg輸出的無功功率，使并網(wǎng)點(diǎn)處的功率因數(shù)瞬時降低0.5％，隨后使光伏電站系統(tǒng)輸出到并網(wǎng)點(diǎn)的功率因數(shù)在0.975～0.97之間波動(假定光伏電站輸出的有功功率低于閾值的瞬間，光伏電站系統(tǒng)輸出的功率因數(shù)是0.98，)，如果此時發(fā)生了孤島運(yùn)行，波動的無功功率將導(dǎo)致并網(wǎng)點(diǎn)頻率超出限值，可以根據(jù)頻率的變化檢測出孤島；如果沒有發(fā)生孤島運(yùn)行，小幅度改變輸出的無功功率不影響系統(tǒng)的正常運(yùn)行。若在光伏電站輸出的有功功率高于閾值(本地負(fù)載消耗的有功功率的歷史平均值的1.5倍)時發(fā)生孤島運(yùn)行，由式(1)可知，并網(wǎng)點(diǎn)電壓幅值將上升并超過其額定值的122.5％，可以根據(jù)電壓幅值的變化判斷孤島運(yùn)行。

采用變功率因數(shù)檢測孤島時，svg輸出的是波動的無功功率，無功補(bǔ)償設(shè)備輸出的和本地負(fù)載消耗的無功功率不會存在功率匹配現(xiàn)象，孤島運(yùn)行后并網(wǎng)點(diǎn)處電壓的頻率在短時間內(nèi)即會超出閾值，可以快速可靠的檢測出孤島運(yùn)行狀態(tài)。

與傳統(tǒng)主動法的持續(xù)注入擾動相比，本方法只有在光伏電站輸出的有功功率低于閾值時，svg才調(diào)節(jié)輸出的無功功率以實現(xiàn)功率因數(shù)的波動，減小了系統(tǒng)承受的干擾，最大限度的保證了電能質(zhì)量。

使用如圖1所示的系統(tǒng)仿真模型來說明本發(fā)明適用于光伏電站的基于svg調(diào)節(jié)功率因數(shù)的孤島檢測法的技術(shù)效果。

單組并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出的有功功率為2mw(4臺500kw逆變器并聯(lián))，十組光伏發(fā)電系統(tǒng)在標(biāo)準(zhǔn)光照下總有功輸出為20mw；光伏發(fā)電系統(tǒng)只輸出有功功率，所需要的無功功率均由并聯(lián)電容器和svg提供。并網(wǎng)運(yùn)行時光伏電站的站用電等本地負(fù)載消耗的有功功率為2mw，無功功率為400kvar；穩(wěn)定并網(wǎng)運(yùn)行時，并聯(lián)電容器輸出無功功率320kvar，svg輸出無功功率80kvar。

1.先發(fā)生孤島運(yùn)行后控制svg的情形

如圖3和4所示，光伏電站在2s之前是滿發(fā)20mw，在2s后由于光照等原因光伏電站出力降低至2mw，同時在2s時發(fā)生孤島運(yùn)行，4s后按前文所述策略控制svg輸出的無功功率使并網(wǎng)點(diǎn)處功率因數(shù)波動(不在2s時調(diào)節(jié)功率因數(shù)變化，是為了驗證本方法的有效性)。

如圖3可知，光伏電站在2s時輸出的有功功率減少至滿發(fā)的10％，輸出到pcc處的功率因數(shù)降低至0.98，將0.98設(shè)定為功率因數(shù)的預(yù)定值，4s之前不調(diào)節(jié)功率因數(shù)，無功補(bǔ)償設(shè)備輸出的無功功率保持不變；在4s時控制svg改變其輸出的無功功率調(diào)節(jié)功率因數(shù)在0.975～0.97之間以2s為周期循環(huán)波動，svg輸出的無功功率相應(yīng)的持續(xù)變化。

如圖4可知，在2s時發(fā)生孤島運(yùn)行后，由于光伏電站和無功補(bǔ)償設(shè)備輸出的有功和無功功率與站用電等本地負(fù)載消耗的有功和無功功率完全匹配，4s之前pcc處電壓幅值和頻率變化較小，孤島運(yùn)行可以持續(xù)；在4s后按照變功率因數(shù)控制svg輸出的無功功率，形成光伏電站系統(tǒng)和本地負(fù)載間的無功功率不匹配，導(dǎo)致pcc處電壓的頻率迅速下降，在0.1s內(nèi)即降低至49.5hz以下，可以在較短時間內(nèi)檢測出孤島運(yùn)行。

情形1中的仿真是為了驗證光伏電站系統(tǒng)和本地負(fù)載間功率匹配度較高時孤島運(yùn)行可以持續(xù)，在采取本文所述的孤島檢測法后，可以快速的檢測出孤島運(yùn)行，因而是在孤島運(yùn)行之后采取變功率因數(shù)調(diào)節(jié)。本文所提出的控制策略為：在檢測出光伏電站輸出的有功功率低于閾值時，立即按照相應(yīng)的變功率因數(shù)調(diào)節(jié)svg輸出的無功功率。據(jù)此進(jìn)行情形2的仿真。

2.先控制svg后發(fā)生孤島運(yùn)行的情形

如圖5和6所示，光伏電站在2s之前是滿發(fā)20mw，在2s后由于光照等原因光伏電站的出力降低至變成2mw，同時由于光伏電站輸出的有功功率低于閾值而按前文所述策略控制svg輸出的無功功率，使光伏電站系統(tǒng)輸出到并網(wǎng)點(diǎn)處的功率因數(shù)在指定區(qū)間波動，在4s時發(fā)生孤島運(yùn)行。

如圖5所示，在2s后由于光伏電站發(fā)出的有功功率降低至閾值以下，觸發(fā)svg控制輸出的無功功率調(diào)節(jié)功率因數(shù)，在2s時功率因數(shù)瞬間降落至0.975，在2s～3s內(nèi)功率因數(shù)從0.975降低至0.97，在3s～4s內(nèi)功率因數(shù)從0.97上升至0.975，并以2s為周期循環(huán)變化，4s開始孤島運(yùn)行。

如圖6所示，在2s～4s間功率因數(shù)小幅度改變時，光伏電站處于并網(wǎng)運(yùn)行，并網(wǎng)點(diǎn)電壓幅值和頻率保持不變，電能質(zhì)量未受到影響；在4s時發(fā)生孤島運(yùn)行，由于有功功率匹配度較高，并網(wǎng)點(diǎn)電壓幅值無顯著變化，svg輸出的波動的無功功率主動形成光伏電站系統(tǒng)和本地負(fù)載間的無功功率不匹配，導(dǎo)致pcc處的頻率在0.1s內(nèi)降低至49.5hz以下，孤島運(yùn)行狀態(tài)可以被快速的檢測。

如圖7所示，適用于光伏電站的基于svg調(diào)節(jié)功率因數(shù)的孤島檢測法包括以下步驟：

步驟(1)監(jiān)測光伏電站輸出的有功功率，當(dāng)其低于閾值時，給svg發(fā)出控制指令；

步驟(2)svg按照控制指令，調(diào)節(jié)輸出的無功功率，使得光伏電站系統(tǒng)輸出到pcc處的功率因數(shù)降低0.05～0.1，并在該區(qū)間內(nèi)以2s為周期循環(huán)規(guī)律變化，若在此期間光伏電站輸出的有功功率增加至高于閾值，則svg按照系統(tǒng)對電壓幅值或功率因數(shù)的要求調(diào)節(jié)輸出的無功功率；

步驟(3)采集pcc處的三相電壓信號，計算電壓幅值和頻率；

步驟(4)根據(jù)相關(guān)規(guī)定設(shè)定電壓幅值和頻率的閾值，根據(jù)電壓幅值和頻率的數(shù)值判斷系統(tǒng)的運(yùn)行狀態(tài)。

因此，本方法應(yīng)用于檢測光伏電站孤島運(yùn)行情況時，只需要在光伏電站輸出的有功功率低于閾值時利用svg小幅度調(diào)節(jié)功率因數(shù)，svg輸出的無功功率可以使孤島運(yùn)行時并網(wǎng)點(diǎn)的頻率迅速超出閾值，快速可靠的檢測出孤島運(yùn)行。本方法施加擾動時間短，最大限度地保證了系統(tǒng)正常運(yùn)行時的電能質(zhì)量；控制svg輸出的無功功率只與指定的功率因數(shù)有關(guān)，不受系統(tǒng)擾動的影響，也避免了基于逆變器的孤島檢測策略中各逆變器之間的互相干擾。本方法將控制策略嵌入svg的控制系統(tǒng)中，無需添加額外的設(shè)備，同時適用于含有svg系統(tǒng)的新能源電站。

最后需要指出的是：以上實施例僅用以說明本發(fā)明的技術(shù)方案，而非對其限制。盡管參照前述實施例對本發(fā)明進(jìn)行了詳細(xì)的說明，本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員應(yīng)當(dāng)理解：其依然可以對前述各實施例所記載的技術(shù)方案進(jìn)行修改，或者對其中部分技術(shù)特征進(jìn)行等同替換；而這些修改或者替換，并不使相應(yīng)技術(shù)方案的本質(zhì)脫離本發(fā)明各實施例技術(shù)方案的精神和范圍。