有源配电网孤岛检测方法、装置、电子设备及存储介质与流程

1.本发明涉及孤岛检测技术领域，尤其涉及一种有源配电网孤岛检测方法、装置、电子设备及存储介质。


背景技术：

2.随着光伏新能源发电的不断发展和广泛使用，并网发电系统广泛接入电力系统。当电网失压时，并网发电系统保持对失压电网中某一部分线路继续供电的状态，即出现孤岛效应。孤岛效应分为计划性孤岛和非计划性孤岛，当发生非计划性孤岛时，将会导致电力线路上的用户设备损坏，干扰电网的恢复过程，而且也会给检修人员带来危险。
3.另外，低压穿越(low voltage ride through，lvrt)也是并网发电系统的一项重要内容，当并网发电系统处于孤岛状态时，执行低压穿越操作是毫无意义的，同时也会对设备与人员造成伤害；当电网发生故障时，执行并网发电系统的停机操作将无法满足低电压穿越的要求。因此需要辨析并网点(point of common coupling，pcc)电压跌落的本质原因，进而执行对应的操作，保护系统和人员的安全。因此，光伏电站控制系统需要同时具有孤岛检测与低压穿越的功能，在现有技术中，有研究根据孤岛和电压暂态扰动情况下并网点阻抗的变化特征不同，实现了同一逆变器中孤岛和电压暂态扰动现象的同步检测，从而正确执行孤岛保护与故障穿越两种功能，但是这种方法只适用于电网等效阻抗较小或远小于本地负载阻抗的情况，具有一定的局限性。
4.因此，在保证孤岛检测准确性的前提下，找到一种能克服传统孤岛检测方法存在的缺陷，并且与光伏lvrt妥善协调的孤岛检测方法是非常有必要的。


技术实现要素：

5.本发明实施例提供了一种有源配电网孤岛检测方法、装置、电子设备及存储介质，能够在保证孤岛检测准确性的前提下，解决孤岛检测与光伏低压穿越无法妥善协调的问题，避免在光伏低压穿越过程中，因防孤岛保护而与电网断开连接的问题。
6.第一方面，本发明实施例提供了一种有源配电网孤岛检测方法，包括：
7.获取有源配电网中光伏并网点的电压数据，电压数据包括工频电压和任意次谐波电压；若工频电压小于第一预设阈值且任意次谐波电压的变化量超过第二预设阈值，则判断预设的延迟时间内任意次谐波电压是否满足第一预设条件，若不满足，则对光伏并网点连接的光伏电站输出的无功电流的参考值进行扰动；判断扰动后光伏并网点的频率是否满足第二预设条件；若扰动后光伏并网点的频率满足第二预设条件，则判定有源配电网发生了孤岛效应；若扰动后光伏并网点的频率不满足第二预设条件，则对光伏电站进行lvrt控制，若lvrt控制结束后光伏并网点的工频电压仍小于第一预设阈值，则判定有源配电网发生了孤岛效应。
8.在一种可能的实现方式中，第一预设条件为：
9.0.9|u
hmax-u
h0
|《|u
hmax-u
hδt
|≤1.1|u
hmax-u
h0
|
10.其中，δt为预设的延迟时间，u
hmax
为该延迟时间内光伏并网点任意次谐波电压有效值的最大值，u
hδt
为该延迟时间结束时刻光伏并网点任意次谐波电压的有效值，u
h0
为在正常运行时光伏并网点任意次谐波电压的有效值，h表示任意次谐波电压的次数；
11.第二预设条件为：
12.光伏并网点的频率大于预设频率阈值，且光伏并网点的频率大于预设频率阈值的持续时间不小于0.1s。
13.在一种可能的实现方式中，延迟时间为光伏并网点正常运行时工频电压的两个周波的时间。
14.在一种可能的实现方式中，对光伏并网点连接的光伏电站输出的无功电流的参考值进行扰动的扰动函数为：
[0015][0016]
其中，为无功电流扰动量，id为光伏并网点输出的有功电流，k为扰动放大系数，f
t0
为延迟时间开始瞬间时刻光伏并网点频率，f
t
为延迟时间结束瞬间时刻光伏并网点频率，δt为预设的延迟时间。
[0017]
在一种可能的实现方式中，对光伏电站进行lvrt控制，包括：
[0018]
根据确定光伏电站输出的无功电流的参考值；
[0019]
根据无功电流的参考值，控制光伏电站向有源配电网输出功率；
[0020]
其中，为光伏电站输出的无功电流的参考值，u
t
为光伏并网点的实时电压，un为有源配电网的额定电压，in为光伏电站输出的额定电流。
[0021]
在一种可能的实现方式中，在对光伏电站进行lvrt控制时，还包括：
[0022]
循环执行以下步骤，直至lvrt控制结束或判定有源配电网发生了孤岛效应：
[0023]
获取电压数据，若工频电压小于第一预设阈值且任意次谐波电压的变化量超过第二预设阈值，则判断预设的延迟时间内任意次谐波电压是否满足第一预设条件，若不满足，则对光伏电站输出的无功电流的参考值进行扰动；判断扰动后光伏并网点的频率是否满足第二预设条件；若扰动后光伏并网点的频率满足第二预设条件，则判定有源配电网发生了孤岛效应。
[0024]
在一种可能的实现方式中，在判定有源配电网发生了孤岛效应之后，还包括：
[0025]
启动防孤岛保护装置，并将光伏电站与有源配电网的连接，以及光伏电站与本地负载的连接均断开。
[0026]
第二方面，本发明实施例提供了一种无功功率扰动孤岛检测装置，包括：
[0027]
获取模块，用于获取有源配电网中光伏并网点的电压数据，电压数据包括工频电压和任意次谐波电压；
[0028]
第一判断模块，用于若工频电压小于第一预设阈值且任意次谐波电压的变化量超过第二预设阈值，则判断预设的延迟时间内任意次谐波电压是否满足第一预设条件；
[0029]
无功电流扰动模块，用于若预设的延迟时间内任意次谐波电压不满足第一预设条件，则对光伏并网点连接的光伏电站输出的无功电流的参考值进行扰动；
[0030]
第二判断模块，用于判断扰动后光伏并网点的频率是否满足第二预设条件；
[0031]
lvrt控制模块，用于若扰动后光伏并网点的频率不满足第二预设条件，则对光伏电站进行lvrt控制；
[0032]
确定模块，用于若扰动后光伏并网点的频率满足第二预设条件，则判定有源配电网发生了孤岛效应；若lvrt控制结束后光伏并网点的工频电压仍小于第一预设阈值，则判定有源配电网发生了孤岛效应。
[0033]
第三方面，本发明实施例提供了一种电子设备，包括存储器、处理器以及存储在存储器中并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现如上第一方面或第一方面的任一种可能的实现方式的方法的步骤。
[0034]
第四方面，本发明实施例提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现如上第一方面或第一方面的任一种可能的实现方式的方法的步骤。
[0035]
本发明实施例提供一种有源配电网孤岛检测方法，通过并网点电压变化确定是否可能发生孤岛，再通过延迟时间进行判断，以避免电压暂态扰动现象的干扰，还通过无功功率扰动和低压穿越控制进行进一步地确定，从而能够实现快速、准确地检测是否发生孤岛，并且能够使光伏低压穿越与防孤岛保护协调进行，从而更有利于电网系统的安全稳定，即避免在光伏低压穿越过程中，因长时间处于低压状态引起防孤岛保护，而断开与电网系统的连接。
附图说明
[0036]
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0037]
图1是典型光伏系统并网模型的结构示意图；
[0038]
图2是本发明实施例提供的有源配电网孤岛检测方法的第一实现流程图；
[0039]
图3是本发明实施例提供的有源配电网孤岛检测方法的第二实现流程图；
[0040]
图4是仿真试验中发生孤岛时光伏并网点谐波电压变化图；
[0041]
图5是仿真试验中在电压暂态波动时光伏并网点谐波电压变化图；
[0042]
图6是仿真试验中发生孤岛时光伏并网点处电压变化图；
[0043]
图7是仿真试验中发生孤岛时光伏并网点处频率变化图；
[0044]
图8是仿真试验中发生孤岛时光伏并网点处二次谐波和三次谐波变化图；
[0045]
图9是仿真试验中进行功率扰动检测的光伏并网点频率变化图；
[0046]
图10是对本发明实施例的仿真验证中光伏并网点频率变化图；
[0047]
图11是对本发明实施例的仿真验证中光伏并网点频率变化的局部放大图；
[0048]
图12是对本发明实施例的仿真验证中光伏并网点谐波电压变化图；
[0049]
图13是对本发明实施例的仿真验证中光伏并网点电压变化图；
[0050]
图14是对本发明实施例的仿真验证中光伏并网点频率变化图；
[0051]
图15是本发明实施例提供的有源配电网孤岛检测装置的结构示意图；
[0052]
图16是本发明实施例提供的电子设备的示意图。
具体实施方式
[0053]
以下描述中，为了说明而不是为了限定，提出了诸如特定系统结构、技术之类的具体细节，以便透彻理解本发明实施例。然而，本领域的技术人员应当清楚，在没有这些具体细节的其它实施例中也可以实现本发明。在其它情况中，省略对众所周知的系统、装置、电路以及方法的详细说明，以免不必要的细节妨碍本发明的描述。
[0054]
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图通过具体实施例来进行说明。
[0055]
参见图1为典型光伏系统并网模型的结构示意图，主要由光伏电站、本地负载和有源配电网三部分组成，光伏电站由光伏阵列和逆变器组成，电阻、电感和电容并联负载等效为本地负载，光伏电站和本地负载通过断路器在并网点处与电网连接，断路器的开关状态可以模拟光伏电站是否处于孤岛运行状态。cb表示断路器，r表示本地负载对应的电阻，l表示本地负载对应的电感，c表示本地负载对应的电容，并以rlc表示本地负载，p表示光伏电站流向光伏并网点的有功功率，q表示光伏电站流向光伏并网点的无功功率，δp表示有源配电网流向光伏并网点的有功功率，δq表示有源配电网流向光伏并网点的无功功率，p
load
表示本地负载吸收的有功功率，q
load
表示本地负载吸收的无功功率，i
pv
表示光伏逆变器出口输出电流，u表示并网点电压，i
l
表示负载电感电流，ls为电网等效阻抗。
[0056]
当光伏电站正常运行，并与有源配电网保持连接时，断路器为闭合状态，光伏并网点处任意次电压谐波可表示为：
[0057]uh0
＝i
h0
(zh//jhω0ls)
[0058]
其中，u
h0
为光伏电站并网运行时光伏并网点任意次谐波电压有效值，i
h0
为光伏电站并网运行时光伏电站输出任意次谐波电流有效值，zh为本地负载的任意次谐波阻抗，h表示任意次谐波电压的次数，可以是二次谐波、三次谐波或以上的任一谐波。
[0059]
具体的，本地负载任意次谐波阻抗的计算公式为：
[0060][0061]
其中，zh为任意次谐波的阻抗，r为本地负载对应的电阻，l为本地负载对应的电感，c为本地负载对应的电容，ω0＝2πfn为光伏并网点处工频电压对应的角频率。
[0062]
当光伏电站孤岛运行时，断路器断开，光伏并网点处任意次电压谐波为：
[0063]uh1
＝i
h1
zh[0064]
其中，u
h1
为光伏电站孤岛运行时光伏并网点任意次谐波电压有效值，i
h1
为光伏电站孤岛运行时光伏电站输出任意次谐波电流有效值。
[0065]
假设孤岛发生前后负载的谐波电流均由光伏电站提供，因为逆变器出口滤波电感的存在，孤岛发生瞬间光伏输出的谐波电流不能突变，即i
h1
＝i
h0
，则当光伏并网点谐波电压的谐波次数满足下式时，有u
h1
》u
h0
，
[0066][0067]
当光伏电站孤岛运行时，h0次以下谐波电压将增大。因此光伏并网点处h次谐波电压有效值可作为谐波电压检测法的孤岛检测依据，一旦其超过预设阈值，即可判定有源配电网存在孤岛现象。
[0068]
对于由有源配电网内部异常引起的电压暂态扰动现象，也会导致光伏并网点处谐波电压幅值发生突变。但由于光伏电站始终与低阻特性的有源配电网相连，电压暂态扰动现象发生时，谐波电压幅值先是经历暂态时期的上升变化，后在稳态时期不断趋于零。因此，可以区分有源配电网中的孤岛现象和电压暂态扰动现象。
[0069]
当系统处于孤岛运行状态时，断路器断开，当光伏电站输出的功率因数为1，且逆变器采用定电圧矢量控制时，光伏电站输出的有功电流、无功电流与光伏并网点频率的关系为：
[0070][0071]
其中，f为光伏并网点频率id为光伏电站输出的有功电流，iq为光伏电站输出的无功电流，为本地负载品质因数，为本地负载谐振频率。孤岛发生瞬间光伏电站输出的无功电流远小于有功电流，因此上述式子中的平方项可以忽略不计。
[0072]
当本地负载的电阻、电感和电容参数一定时，光伏并网点频率和光伏电站输出的有功电流、无功电流的比值呈线性关系。若光伏电站输出的有功电流和无功电流中的一项保持不变，当光伏电站处于孤岛运行时，光伏并网点频率将随另一项的变化而变化。无功功率扰动法即是根据上述公式对光伏逆变器输出的无功电流加入适当的扰动量，通过检测光伏并网点频率是否超出正常范围，从而判断光伏电站是否处于孤岛运行状态。
[0073]
当光伏并网点电压下降至满足lvrt启动条件时，光伏电站将以lvrt要求保持与有源配电网连接，并向有源配电网输送功率，起到一定的电压支撑作用。然而光伏并网点长时间处于低压状态，会因为欠压而引起防孤岛保护动作，导致光伏电站极有可能在lvrt过程还未结束之前就断开与电网的连接。因此，光伏电站lvrt控制与防孤岛保护之间的矛盾究其原因在于：仅依据光伏并网点电压信息的防孤岛保护很难有效判断系统出现异常的缘由，这会导致光伏lvrt与防孤岛保护盲目动作，不利于系统的安全稳定。
[0074]
基于以上分析，本发明提供一种有源配电网孤岛检测方法，具体可参见图2所示的第一实现流程图，详述如下：
[0075]
步骤s201，获取有源配电网中光伏并网点的电压数据，电压数据包括工频电压和任意次谐波电压。
[0076]
具体的，本实施例是通过获取的光伏并网点的电压数据，判断该光伏并网点连接的光伏电站是否处于孤岛运行状态。
[0077]
其中，任意次谐波电压可以是二次谐波、三次谐波或以上的任一谐波。
[0078]
步骤s202，若工频电压小于第一预设阈值且任意次谐波电压的变化量超过第二预
设阈值，则判断预设的延迟时间内任意次谐波电压是否满足第一预设条件，若不满足，则对光伏并网点连接的光伏电站输出的无功电流的参考值进行扰动。
[0079]
具体的，本实施例中获取的电压数据可以是工频电压的有效值和任意次谐波电压的有效值，第一预设阈值可以为0.9倍的有源配电网额定电压，也可以为0.9倍的光伏并网点电压标幺值。
[0080]
若工频电压小于第一预设阈值且任意次谐波电压的变化量超过第二预设阈值，说明此时光伏并网点可能正在经历电压暂态扰动现象，也可能是光伏电站正处于孤岛运行状态，需要进行进一步判断，即通过预设的延时时间内的电压数据进行判断。
[0081]
判断预设的延迟时间内任意次谐波电压是否满足第一预设条件，若满足，则说明光伏并网点的电压突变现象是由电压暂态扰动现象引起的，并非是光伏电站正处于孤岛运行状态；若不满足，则说明光伏并网点出现电压突变现象可能是由于光伏电站正处于孤岛运行状态，因此需要进一步判断，即通过扰动函数对光伏电站输出的无功电流的参考值进行扰动。
[0082]
步骤s203，判断扰动后光伏并网点的频率是否满足第二预设条件，若扰动后光伏并网点的频率满足第二预设条件，则判定有源配电网发生了孤岛效应。
[0083]
具体的，第二预设条件可以为光伏并网点的频率大于预设频率阈值，且光伏并网点的频率大于预设频率阈值的持续时间不小于0.1s。
[0084]
在本实施例中，若扰动后光伏并网点的频率满足第二预设条件，说明扰动后，该光伏并网点的频率处于非正常范围，光伏并网点出现电压突变现象是由于光伏电站正处于孤岛运行状态，即有源配电网发生了孤岛效应。
[0085]
步骤s204，若扰动后光伏并网点的频率不满足第二预设条件，则对光伏电站进行lvrt控制，若lvrt控制结束后光伏并网点的工频电压仍小于第一预设阈值，则判定有源配电网发生了孤岛效应。
[0086]
在本实施例中，若扰动后光伏并网点的频率不满足第二预设条件，则说明该光伏并网点的频率处于正常范围，光伏电站并非是孤岛运行状态，而是要进行lvrt控制，因此对光伏电站进行lvrt控制，并在lvrt控制结束之后再次检测光伏并网点的工频电压，若该工频电压仍小于第一预设阈值，则说明在lvrt控制时或lvrt控制结束后发生了孤岛效应，若该工频电压不小于第一预设阈值，则说明工频电压和任意次谐波电压变化仅是为了进行lvrt控制，并没有出现孤岛效应。
[0087]
本发明实施例通过并网点电压变化确定是否可能发生孤岛，再通过延时阶段进行判断，以避免电压暂态扰动现象的干扰，还通过无功功率扰动和低压穿越控制进行进一步地确定，从而能够实现快速、准确地检测是否发生孤岛，并且能够使光伏低压穿越与防孤岛保护协调进行，从而更有利于电网系统的安全稳定，即避免在光伏低压穿越过程中，因长时间处于低压状态引起防孤岛保护，而断开与电网系统的连接。
[0088]
在一种可能的实现方式中，第一预设条件为：
[0089]
0.9|u
hmax-u
h0
|《|u
hmax-u
hδt
|≤1.1|u
hmax-u
h0
|
[0090]
其中，δt为预设的延迟时间，u
hmax
为该延迟时间内光伏并网点任意次谐波电压有效值的最大值，u
hδt
为该延迟时间结束时刻光伏并网点任意次谐波电压的有效值，u
h0
为在正常运行时光伏并网点任意次谐波电压的有效值，h表示任意次谐波电压的次数。
[0091]
在本实施例中，若满足上述第一预设条件，则说明在延迟时间δt内，虽然任意次谐波电压的有效值发生了突变，但其在延迟时间结束时仍会回到有源配电网正常运行时的水平，因此可以判定光伏并网点任意次谐波电压发生突变是由于电压暂态扰动现象引起的。反之，若不满足上述第一预设条件，则说明在延迟时间δt内任意次谐波电压的有效值发生突变，可能是由于光伏电站正处于孤岛运行状态引起的，需要进一步判断。
[0092]
在一种可能的实现方式中，延迟时间为光伏并网点正常运行时工频电压的两个周波的时间。
[0093]
在本实施例中，选取延迟时间为两个周波的时间，可以明确负载偏移量对光伏并网点的频率变化趋势，并且可以保证延迟时间较短，从而可以缩短孤岛检测的整体时间。
[0094]
具体的，延迟时间可以是40毫秒。
[0095]
在一种可能的实现方式中，对光伏并网点连接的光伏电站输出的无功电流的参考值进行扰动的扰动函数为：
[0096][0097]
其中，为无功电流扰动量，为光伏并网点输出的有功电流，k为扰动放大系数，f
t0
为延迟时间开始瞬间时刻光伏并网点频率，f
t
为延迟时间结束瞬间时刻光伏并网点频率，δt为预设的延迟时间。
[0098]
具体的，为使孤岛检测时间尽量缩短，扰动放大系数的取值应尽量大。在孤岛发生后，若不进行无功电流扰动，且逆变器处于单位功率因数运行不输出无功电流时，光伏并网点频率最终会稳定在负载的谐振频率；经扰动引起的并网点频率变化为扰动偏移量，负载本身引起的并网点频率变化为负载偏移量：
[0099]
δf
l
＝f
l-f0[0100]
其中，δf
l
为负载偏移量，f0为光伏电站正常并网运行时光伏并网点频率，f
l
为负载的谐振频率。
[0101]
在本实施例中，确定的扰动函数为无功电流扰动函数，基于光伏并网点工频电压和任意次谐波电压发生突变时，光伏并网点频率变化情况确定扰动函数，正常运行时光伏并网点处频率与有源配电网额定频率略有偏差或本地负载的谐振频率在不同情况下有所变化，上述扰动函数也能准确反映负载偏移量对于光伏并网点频率的影响，从而能够有效避免了孤岛检测期间扰动偏移量与负载偏移量相互抵消的情况。
[0102]
在一种可能的实现方式中，对光伏电站进行lvrt控制，包括：
[0103]
根据确定光伏电站输出的无功电流的参考值；根据无功电流的参考值，控制光伏电站向有源配电网输出功率；其中，为光伏电站输出的无功电流的参考值，u
t
为光伏并网点的工频正序电压，un为有源配电网的额定电压，in为光伏电站输出的额定电流。
[0104]
在本实施例中，根据光伏并网点的工频正序电压和有源配电网的额定电压确定光
伏电站低压控制时无功电流的参考值，进而根据无功电流的参考值向有源配电网输出功率，实现光伏电站的lvrt控制，能够实现根据光伏并网点的当前工频正序电压进行lvrt控制，避免误判为发生孤岛运行，从而有利于有源配电网安全、稳定的运行。
[0105]
参见图3所示的第二实现流程图，在一种可能的实现方式中，在对光伏电站进行lvrt控制时，还包括：
[0106]
循环执行以下步骤，直至lvrt控制结束或判定有源配电网发生了孤岛效应：
[0107]
获取电压数据，若工频电压小于第一预设阈值且任意次谐波电压的变化量超过第二预设阈值，则判断预设的延迟时间内任意次谐波电压是否满足第一预设条件，若不满足，则对光伏电站输出的无功电流的参考值进行扰动；判断扰动后光伏并网点的频率是否满足第二预设条件；若扰动后光伏并网点的频率满足第二预设条件，则判定有源配电网发生了孤岛效应。
[0108]
在本实施例中，在光伏电站进行lvrt控制的同时，还根据当前的电压数据，实时判断是否发生非计划孤岛；若在光伏电站进行lvrt控制时，出现工频电压小于第一预设阈值和任意次谐波电压发生突变的现象，则再次根据扰动函数进行扰动，判断是否发生孤岛，能够实现在光伏电站进行lvrt控制时，准确判断是否发生孤岛，实现光伏电站lvrt控制和孤岛检测的协调进行。
[0109]
其中，在进行lvrt控制和进行扰动时，均会确定无功电流的参考值，扰动函数确定的无功电流的参考值与lvrt控制确定的无功电流的参考值在数值上是匹配的，可以同时满足lvrt控制的条件和无功功率扰动的条件，实现在lvrt控制的条件下，快速检测光伏电站是否处于孤岛运行状态。
[0110]
在一种可能的实现方式中，在判定有源配电网发生了孤岛效应之后，还包括：
[0111]
启动防孤岛保护装置，并将光伏电站与有源配电网的连接，以及光伏电站与本地负载的连接均断开。
[0112]
在本实施例中，在判定发生孤岛效应之后，及时断开光伏电站的连接，能够确保有源配电网的安全稳定。
[0113]
示例性的，搭建如图1所示的光伏并网模型，对本技术提出的有源配电网孤岛检测方法进行仿真验证，具体的仿真参数设置可以如表1所示：
[0114]
表1仿真参数设置表
[0115][0116]
在本实施例中，首先确定有源配电网发生孤岛和电压暂态波动时，光伏并网点谐
波电压的变化情况。
[0117]
具体的，有源配电网系统从0s开始运行，运行至4.0s时设置孤岛或电压暂态波动故障，检测二次谐波电压和三次谐波电压的变化情况，如图4所示为发生孤岛时光伏并网点谐波电压的变化情况，图5所示为发生电压暂态波动时光伏并网点谐波电压的变化情况。
[0118]
由图4和图5可知，当有源配电网发生孤岛效应或出现电压暂态波动现象时，光伏并网点的二次谐波电压和三次谐波电压均在1ms内迅速上升，因此，以谐波电压突变作为扰动的触发条件可以具备较高的灵敏性，能够快速准确的开始进行判定；当发生电压暂态波动现象时，二次谐波电压和三次谐波电压处于异常状态的持续时间相较于孤岛运行时的更短，在发生电压暂态波动现象时，该持续时间小于30ms；当在40ms时，发生电压暂态波动现象的谐波电压能够满足第一预设条件，从而能够在延迟时间结束后分辨出谐波电压突变是否为电压暂态波动现象引起的。
[0119]
当负载品质因数qf＝2.5且负载功率与光伏输出功率完全匹配时，孤岛检测是最困难的，因此将仿真试验中的相关数据设置如下：r＝1320ω，l＝1.681h，c＝6.029μf，qf＝2.5，仿真时间为6s，断路器工作时间设置为4s，即4s时出现孤岛运行，则该仿真实验中，光伏并网点处电压变化情况可以参见图6所示，光伏并网点处频率变化可以参见图7所示，光伏并网点处二次谐波和三次谐波的变化可以参见图8所示。
[0120]
由图6、图7和图8可知，当发生孤岛运行时，光伏并网点电压幅值和频率均在正常范围内，因此基于电压幅值和频率难以检测出孤岛；而光伏并网点处二次谐波和三次谐波的幅值虽然在孤岛发生后突变，但其幅值不到0.03v，远小于传统谐波电压检测法中3v左右的谐波电压阈值，因此传统的被动式孤岛检测方法均存在一定的检测盲区。
[0121]
因此本技术的发明人提出通过扰动判定是否发生孤岛效应，而在未计及孤岛发生前光伏并网点处频率信息的扰动函数或提前注入扰动量的时间，均会导致无功功率扰动检测法失效，具体的，在如下仿真试验中得到验证。
[0122]
在仿真试验中将光伏并网点的初始频率设置为f0＝49.8hz；本地负载参数设置为：r＝1300ω，l＝1.629h，c＝6.025μf，qf＝2.5，f
l
＝50.8hz；仿真运行时间为8s，其中断路器动作时间设置为4s，无功电流扰动量注入时间提前至4s；其中id＝0.02，iq＝-5*10-6
，具体的仿真结果可参见图9所示的功率扰动检测失效时光伏并网点频率变化图。
[0123]
由图9可知，若不进行无功扰动，光伏并网点处频率在孤岛发生后由于负载偏移量的影响会稳定在负载谐振频率50.8hz左右，超出正常范围0.1s后即能被检测出光伏电站处于孤岛运行状态；在孤岛发生瞬间，采用传统无功功率扰动法的扰动函数对光伏输出无功电流进行扰动时，光伏并网点频率却仍处于正常范围。这是由于无功电流扰动量注入的时间过早，此时系统频率仍处于49.8hz，因此传统无功功率扰动法计算得出的无功电流扰动量会引起光伏并网点处频率下降，与负载偏移量相互抵消，导致光伏并网点处频率仍处于正常范围，从而使孤岛检测方法失效。
[0124]
因此，本技术发明人根据改进的扰动函数，进行扰动准确反映负载偏移量对于光伏并网点频率的影响，避免孤岛检测期间扰动偏移量与负载偏移量相互抵消的情况。
[0125]
下面针对本发明提出的有源配电网孤岛检测方法进行仿真验证和分析，仿真实验中光伏并网点的初始频率设置为：f0＝49.8hz；本地负载参数设置为：r＝1300ω，l＝1.629h，c＝6.025μf，qf＝2.5，f
l
＝50.8hz；系统运行时间为8s，断路器动作时间设置为4s，
在断路器动作即孤岛效应产生后40ms时进行无功电流扰动，其中，id＝0.02，iq＝3.5*10-4
，具体的仿真结果参照图10所示的本发明提供的有源配电网孤岛检测方法的光伏并网点频率变化图，和图11所示的本发明提供的有源配电网孤岛检测方法的光伏并网点频率变化的局部放大图。
[0126]
由图10和图11可知，在孤岛发生后40ms时进行无功电流扰动，光伏并网点的频率会快速越限，因此，在孤岛发生后的0.15内就可以判断出光伏电站是否处于孤岛运行的状态，远小于孤岛保护需要在孤岛发生后2s内启动的标准，为后续防孤岛保护启动预留了充足的时间；并且相较于传统无功功率扰动法，改进后的无功功率扰动法的可靠性更高，速动性更好，能够在传统无功功率法存在检测盲区的情况下依然快速、准确地识别孤岛。
[0127]
进一步的，在光伏电站进行低压穿越期间进行孤岛检测，仿真参数调整如下：光伏并网点电压设置为在4s时跌落至0.35倍光伏并网点电压标幺值(p.u.)，孤岛发生时间设置在光伏电站lvrt控制结束时刻前，具体的，孤岛发生时间设置为4.5s，光伏并网点初始频率设置为f0＝50hz，电流扰动取id＝0.02，iq＝2.5*10-6
，并在孤岛产生40ms后进行扰动，其余仿真参数不变，则仿真结果可参见图12所示的光伏并网点谐波电压变化图，图13所示的光伏并网点电压变化图，图14所示的光伏并网点频率变化图。
[0128]
由图12、图13和图14可知，在4s时出现电压暂态波动时，电压谐波发生突变，光伏并网点电压迅速降低至0.35p.u.，由于光伏电站与有源配电网连接，在短暂的暂态过程后，光伏并网点频率仍处于正常范围；在4.5s发生孤岛时，在40ms的延迟时间后进行扰动，能够迅速的使光伏并网点频率超过正常范围，判定不满足第二预设条件，从而检测出孤岛。
[0129]
本发明实施例通过并网点电压变化确定是否可能发生孤岛，再通过延迟时间进行判断，以避免电压暂态扰动现象的干扰；在延迟时间结束时进行无功功率扰动，避免孤岛检测期间扰动偏移量与负载偏移量相互抵消，快速、准确地检测是否发生孤岛；同时在光伏电站低压穿越控制时，持续进行孤岛检测，使光伏低压穿越与防孤岛保护协调进行，及时检测出光伏电站是否正处于孤岛运行状态；并在判定孤岛运行后启动防孤岛保护，断开光伏电站的连接，从而更有利于电网系统的安全稳定。
[0130]
应理解，上述实施例中各步骤的序号的大小并不意味着执行顺序的先后，各过程的执行顺序应以其功能和内在逻辑确定，而不应对本发明实施例的实施过程构成任何限定。
[0131]
以下为本发明的装置实施例，对于其中未详尽描述的细节，可以参考上述对应的方法实施例。
[0132]
图15示出了本发明实施例提供的有源配电网孤岛检测装置的结构示意图，为了便于说明，仅示出了与本发明实施例相关的部分，详述如下：
[0133]
如图15所示，有源配电网孤岛检测装置15包括：
[0134]
获取模块151，用于获取有源配电网中光伏并网点的电压数据，电压数据包括工频电压和任意次谐波电压。
[0135]
第一判断模块152，用于若工频电压小于第一预设阈值且任意次谐波电压的变化量超过第二预设阈值，则判断预设的延迟时间内任意次谐波电压是否满足第一预设条件。
[0136]
无功电流扰动模块153，用于若预设的延迟时间内任意次谐波电压不满足第一预设条件，则对光伏并网点连接的光伏电站输出的无功电流的参考值进行扰动。
[0137]
第二判断模块154，用于判断扰动后光伏并网点的频率是否满足第二预设条件。
[0138]
lvrt控制模块155，用于若扰动后光伏并网点的频率不满足第二预设条件，则对光伏电站进行lvrt控制。
[0139]
确定模块156，用于若扰动后光伏并网点的频率满足第二预设条件，则判定有源配电网发生了孤岛效应；若lvrt控制结束后光伏并网点的工频电压仍小于第一预设阈值，则判定有源配电网发生了孤岛效应。
[0140]
在一种可能的实现方式中，第一预设条件为：
[0141]
0.9|u
hmax-u
h0
|《|u
hmax-u
hδt
|≤1.1|u
hmax-u
h0
|
[0142]
其中，δt为预设的延迟时间，u
hmax
为该延迟时间内光伏并网点任意次谐波电压有效值的最大值，u
hδt
为该延迟时间结束时刻光伏并网点任意次谐波电压的有效值，u
h0
为在正常运行时光伏并网点任意次谐波电压的有效值，h表示任意次谐波电压的次数。
[0143]
在一种可能的实现方式中，第二预设条件为：光伏并网点的频率大于预设频率阈值，且光伏并网点的频率大于预设频率阈值的持续时间不小于0.1s。
[0144]
在一种可能的实现方式中，延迟时间为光伏并网点正常运行时工频电压的两个周波的时间。
[0145]
在一种可能的实现方式中，对光伏并网点连接的光伏电站输出的无功电流的参考值进行扰动的扰动函数为：
[0146][0147]
其中，为无功电流扰动量，id为光伏并网点输出的有功电流，k为扰动放大系数，f
t0
为延迟时间开始瞬间时刻光伏并网点频率，f
t
为延迟时间结束瞬间时刻光伏并网点频率，δt为预设的延迟时间。
[0148]
在一种可能的实现方式中，对光伏电站进行lvrt控制，包括：根据确定光伏电站输出的无功电流的参考值；根据无功电流的参考值，控制光伏电站向有源配电网输出功率；其中，为光伏电站输出的无功电流的参考值，u
t
为光伏并网点的实时电压，un为有源配电网的额定电压，in为光伏电站输出的额定电流。
[0149]
在一种可能的实现方式中，在对光伏电站进行lvrt控制时，还包括：
[0150]
循环执行以下步骤，直至lvrt控制结束或判定有源配电网发生了孤岛效应：
[0151]
获取电压数据，若工频电压小于第一预设阈值且任意次谐波电压的变化量超过第二预设阈值，则判断预设的延迟时间内任意次谐波电压是否满足第一预设条件，若不满足，则对光伏电站输出的无功电流的参考值进行扰动；判断扰动后光伏并网点的频率是否满足第二预设条件；若扰动后光伏并网点的频率满足第二预设条件，则判定有源配电网发生了孤岛效应。
[0152]
在一种可能的实现方式中，有源配电网孤岛检测装置15还包括启动模块，用于在判定有源配电网发生了孤岛效应之后，启动防孤岛保护装置，并将光伏电站与有源配电网
的连接，以及光伏电站与本地负载的连接均断开。
[0153]
图16是本发明实施例提供的电子设备的示意图。如图16所示，该实施例的电子设备16包括：处理器160、存储器161以及存储在存储器161中并可在处理器160上运行的计算机程序162。处理器160执行计算机程序162时实现上述各个有源配电网孤岛检测方法实施例中的步骤，例如图2所示的步骤s201至步骤s204。或者，处理器160执行计算机程序162时实现上述各装置实施例中各模块的功能，例如图15所示模块151至156的功能。
[0154]
示例性的，计算机程序162可以被分割成一个或多个模块/单元，一个或者多个模块/单元被存储在存储器161中，并由处理器160执行，以完成本发明。一个或多个模块/单元可以是能够完成特定功能的一系列计算机程序指令段，该指令段用于描述计算机程序162在电子设备16中的执行过程。例如，计算机程序162可以被分割成图15所示的模块151至156。
[0155]
电子设备16可包括，但不仅限于，处理器160、存储器161。本领域技术人员可以理解，图16仅仅是电子设备16的示例，并不构成对电子设备16的限定，可以包括比图示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件，例如电子设备还可以包括输入输出设备、网络接入设备、总线等。
[0156]
所称处理器160可以是中央处理单元(central processing unit，cpu)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(digital signal processor，dsp)、专用集成电路(application specific integrated circuit，asic)、现场可编程门阵列(field-programmable gate array，fpga)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。
[0157]
存储器161可以是电子设备16的内部存储单元，例如电子设备16的硬盘或内存。存储器161也可以是电子设备16的外部存储设备，例如电子设备16上配备的插接式硬盘，智能存储卡(smart media card，smc)，安全数字(secure digital，sd)卡，闪存卡(flash card)等。进一步地，存储器161还可以既包括电子设备16的内部存储单元也包括外部存储设备。存储器161用于存储计算机程序以及电子设备所需的其他程序和数据。存储器161还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的数据。
[0158]
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，仅以上述各功能单元、模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能单元、模块完成，即将装置的内部结构划分成不同的功能单元或模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。实施例中的各功能单元、模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中，上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。另外，各功能单元、模块的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本技术的保护范围。上述系统中单元、模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
[0159]
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述或记载的部分，可以参见其它实施例的相关描述。
[0160]
本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、或者计算机软件和电子硬件的结合来实现。这些功能究竟
以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
[0161]
在本发明所提供的实施例中，应该理解到，所揭露的装置/电子设备和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置/电子设备实施例仅仅是示意性的，例如，模块或单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通讯连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通讯连接，可以是电性，机械或其它的形式。
[0162]
作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
[0163]
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
[0164]
集成的模块/单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明实现上述实施例方法中的全部或部分流程，也可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，计算机程序可存储于一计算机可读存储介质中，该计算机程序在被处理器执行时，可实现上述各个方法实施例的步骤。其中，计算机程序包括计算机程序代码，计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。计算机可读介质可以包括：能够携带计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、u盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器、只读存储器(read-only memory，rom)、随机存取存储器(random access memory，ram)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质等。
[0165]
以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围，均应包含在本发明的保护范围之内。