一种逆变器防孤岛保护性能的检测方法

摘要

本发明提供一种逆变器防孤岛保护性能的检测方法，通过在逆变器和并网开关之间串联一个RLC电路，在将RLC负载的谐振频率设置为使其呈现阻性、容性和感性的三个不同的数值且每次将并网开关的基波电流值设置为不同的值后,记录断开并网开关至被测逆变器停止运行的时间值；并对其加权计算得到逆变器的防孤岛保护能力的测试结果及等级评价。本发明提出的检测方法解决了光伏逆变器防孤岛保护能力难以精细化评估的难题；全面且客观地反映了逆变器防孤岛保护性能；同时有效避免了部分逆变器针对特性负载设计无法正确反映逆变器防孤岛能力的现象，为现有防孤岛保护性能检测方法提供技术支撑，进一步丰富完善了防孤岛保护性能检测领域相关标准体系。

说明书

技术领域

本发明涉及光伏并网逆变器检测领域，具体涉及一种逆变器防孤岛保护性能的检测方法。

背景技术

当公共电网突然停止供电时，与电网相连的分布式光伏发电系统未能及时检测出电网的停电状态而继续工作，从而形成一个自给供电孤岛。光伏并网发电系统处于孤岛运行状态时会产生严重的后果，如孤岛中的电压和频率无法控制，可能会对用户的设备造成损坏；孤岛中的线路仍然带电，可能会危及检修人员的人身安全；影响电网系统保护开关动作时序；电力公司恢复供电时，由于相位不同步产生大的冲击电流等问题。目前，国内外均制订了相应的防孤岛保护性能检测标准和检测流程。

目前国内外关于防孤岛保护性能检测领域，在初始测试条件中对于流过并网开关的基波电流仅考虑了大小及单一区间，导致部分逆变器针对特性负载设计无法正确反映逆变器防孤岛能力；同时无法全面且精细化地反映逆变器防孤岛保护性能。

发明内容

有鉴于此，本发明提供的一种逆变器防孤岛保护性能的检测方法，解决了光伏逆变器防孤岛保护能力难以精细化评估的难题；全面且客观地反映了逆变器防孤岛保护性能；同时有效避免了部分逆变器针对特性负载设计无法正确反映逆变器防孤岛能力的现象，为现有防孤岛保护性能检测方法提供技术支撑，进一步丰富完善了防孤岛保护性能检测领域相关标准体系。

本发明的目的是通过以下技术方案实现的：

一种逆变器防孤岛保护性能的检测方法，被测逆变器通过闭合的并网开关连接至配电网，所述方法包括如下步骤：

步骤1.在所述被测逆变器和所述并网开关之间通过负载开关串联一个RLC电路；其中，RLC负载包括并联的电感、电容和电阻；

步骤2.设置检测的初始条件，并将所述并网开关的基波电流I₁设置为小于所述被测逆变器的输出电流I_N的1％；

步骤3.分别将所述RLC负载的谐振频率设置为使其呈现阻性、容性和感性的3个不同的数值；并在每一次设置后，均记录断开所述并网开关至所述被测逆变器停止运行所经过的时间值；

步骤4.若任何一个所述时间值超过2秒，则判定所述被测逆变器的防孤岛保护性能不合格，检测结束；

若所述时间值均未超过2秒，则分别将流过所述并网开关的基波电流调整为I₂和I₃；并在每次调整后，均重复步骤I-3，直到记录的时间值的数量为9个；其中，1％I_N≤I₂＜3％I_N，3％I_N≤I₃＜5％I_N；

步骤5.加权计算记录的9个时间值，得到的加权值即为所述被测逆变器的防孤岛保护能力的测试结果，并根据所述测试结果对所述被测逆变器进行防孤岛保护能力等级评价。

优选的，所述步骤2之前，包括：

在所述并网开关与所述配电网之间连接有功率测试装置。

优选的，所述步骤2中的检测的初始条件，还包括：

2-1.用所述功率检测装置测量所述被测逆变器的有功功率和无功功率的输出值；

2-2.设置所述RLC电路中由L支路和C支路并联而成的LC电路消耗的无功功率值等于所述被测逆变器发出的无功功率值；并设置所述RLC电路消耗的有功功率值等于所述被测逆变器发出的有功功率值；

2-3.设置所述RLC负载的品质因数为1±0.2。

优选的，所述步骤3中的3个不同的所述RLC负载的谐振频率值分别为使所述RLC负载呈现阻性的f₁、容性的f₂和感性的f₃；

且49.9Hz≤f₁＜50.1Hz、50.1Hz≤f₂＜50.2Hz、47.5Hz≤f₃＜49.9Hz。

优选的，所述在每一次设置后，均记录断开所述并网开关至所述被测逆变器停止运行所经过的时间值，包括：

3-1.当所述RLC负载的谐振频率值为f₁时，断开所述并网开关，并记录断开所述并网开关至所述被测逆变器停止运行所经过的时间值，再闭合所述并网开关；

3-2.当所述RLC负载的谐振频率值为f₂时，断开所述并网开关，并记录断开所述并网开关至所述被测逆变器停止运行所经过的时间值，再闭合所述并网开关；

3-3.当所述RLC负载的谐振频率值为f₃时，断开所述并网开关，并记录断开所述并网开关至所述被测逆变器停止运行所经过的时间值，再闭合所述并网开关。

优选的，所述步骤5中的加权值为所述9个时间值的平均值或均方根值；所述加权值越小，所述被测逆变器的防孤岛保护能力等级评价越高。

从上述的技术方案可以看出，本发明提供了一种逆变器防孤岛保护性能的检测方法，通过在逆变器和并网开关之间串联一个RLC电路，在将RLC负载的谐振频率设置为使其呈现阻性、容性和感性的三个不同的数值且每次将并网开关的基波电流值设置为不同的值后,记录断开并网开关至被测逆变器停止运行的时间值；并对其加权计算得到逆变器的防孤岛保护能力的测试结果及等级评价。本发明提出的检测方法解决了光伏逆变器防孤岛保护能力难以精细化评估的难题；全面且客观地反映了逆变器防孤岛保护性能；同时有效避免了部分逆变器针对特性负载设计无法正确反映逆变器防孤岛能力的现象，为现有防孤岛保护性能检测方法提供技术支撑，进一步丰富完善了防孤岛保护性能检测领域相关标准体系。

与最接近的现有技术比，本发明提供的技术方案具有以下优异效果：

1、本发明所提供的技术方案中，充分考虑初始条件中流过并网开关的基波电流大 小分别为逆变器输出电流0～1％、1％～3％、3％～5％三个变化区间段对逆变器防孤岛保护性能检测时间的影响，将流过并网开关的基波电流划分为三个不同区间，能够更加客观地反映逆变器防孤岛保护性能。

2、本发明所提供的技术方案，通过将RLC负载谐振变化引入逆变器防孤岛保护性能检测方法中，能够全面且有效地检测逆变器防孤岛保护性能，从而提交了检测的可靠性。

3、本发明所提供的技术方案，通过引入代表阻性、容性和感性的三种负载谐振频率区间作为关键测试条件，在9种测试区间下对逆变器当孤岛能力开展精细化测试，有效避免了部分逆变器针对某一种或多种特性负载设计时，无法正确反映逆变器防孤岛能力的现象，提供了检测的准确性。

4、本发明所提供的技术方案，通过在精细化检测的基础上对9种测试结果进行加权综合评估，首次解决了光伏逆变器防孤岛保护能力难以精细化评估的难题。

5、本发明所提供的技术方案，为现有防孤岛保护性能检测方法提供技术支撑，能够进一步丰富完善国内外防孤岛保护性能检测领域相关标准体系。

6、本发明提供的技术方案，应用广泛，具有显著的社会效益和经济效益。

附图说明

图1是本发明的逆变器防孤岛保护性能的检测方法的流程图；

图2是本发明的实施例的防孤岛保护性能测试方法的接线示意图；

图3是本发明的应用例的防孤岛保护性能仿真测试方案的示意图；

图4是本发明的应用例的不同负载阻抗特性下的某光伏逆变器A防孤岛保护性能检测时间趋势图；

图5是本发明的应用例的不同负载阻抗特性下的某光伏逆变器B防孤岛保护性能检测时间趋势图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

如图1所示，本发明提供了一种被测逆变器防孤岛保护性能的检测方法，被测逆变器通过闭合的并网开关K2连接至配电网，该方法包括如下步骤：

步骤1.在被测逆变器和并网开关K2之间通过负载开关串联一个RLC电路；其中，RLC负载包括并联的电感、电容和电阻；

步骤2.设置检测的初始条件，并将并网开关K2的基波电流I₁设置为小于被测逆变器的输出电流I_N的1％；

步骤3.分别将RLC负载的谐振频率设置为使其呈现阻性、容性和感性的3个不同的数值；并在每一次设置后，均记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值；

步骤4.若任何一个时间值超过2秒，则判定被测逆变器的防孤岛保护性能不合格，检测结束；

若时间值均未超过2秒，则分别将流过并网开关K2的基波电流调整为I₂和I₃；并在每次调整后，均重复步骤I-3，直到记录的时间值的数量为9个；其中，1％I_N≤I₂＜3％I_N，3％I_N≤I₃＜5％I_N；

步骤5.加权计算记录的9个时间值，得到的加权值即为被测逆变器的防孤岛保护能力的测试结果，并根据测试结果对被测逆变器进行防孤岛保护能力等级评价。

其中，步骤2之前，包括：

在并网开关K2与配电网之间连接有功率测试装置。

其中，步骤2中的检测的初始条件，还包括：

2-1.用功率检测装置测量被测逆变器的有功功率和无功功率的输出值；

2-2.设置RLC电路中由L支路和C支路并联而成的LC电路消耗的无功功率值等于被测逆变器发出的无功功率值；并设置RLC电路消耗的有功功率值等于被测逆变器发出的有功功率值；

2-3.设置RLC负载的品质因数为1±0.2。

其中，步骤3中的3个不同的RLC负载的谐振频率值分别为使RLC负载呈现阻性的f₁、容性的f₂和感性的f₃；

且49.9Hz≤f₁＜50.1Hz、50.1Hz≤f₂＜50.2Hz、47.5Hz≤f₃＜49.9Hz。

其中，在并网开关K2的基波电流I₁小于被测逆变器的输出电流I_N的1％时，记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值t₁、t₂和t₃，包括：

3-1.当RLC负载的谐振频率值为f₁时，断开并网开关K2，并记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值t₁，再闭合并网开关K2；若t₁>2s,则结束测试，该被测逆变器不符合GB/T29319《光伏发电系统接入配电网技术规定》；若t₁≤2s,则继续3-2；

3-2.当RLC负载的谐振频率值为f₂时，断开并网开关K2，并记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值t₂，再闭合并网开关K2；若t₂>2s,则结束测试，该被测逆变器不符合GB/T29319《光伏发电系统接入配电网技术规定》；若t₂≤2s,则继续3-3；

3-3.当RLC负载的谐振频率值为f₃时，断开并网开关K2，并记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值t₃，再闭合并网开关K2；若t₃>2s,则结束测试，该被测逆变器不符合GB/T29319《光伏发电系统接入配电网技术规定》；若t₃≤2s,则继续4-1；

其中，在并网开关K2的基波电流为I₂，且1％I_N≤I₂＜3％时，记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值t₄、t₅和t₆，包括：

4-1.当RLC负载的谐振频率值为f₁时，断开并网开关K2，并记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值t₄，再闭合并网开关K2；若t₄>2s,则结束测试，该被测逆变器不符合GB/T29319《光伏发电系统接入配电网技术规定》；若t₄≤2s,则继续4-2；

4-2.当RLC负载的谐振频率值为f₂时，断开并网开关K2，并记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值t₅，再闭合并网开关K2；若t₅>2s,则结束测试，该被测逆变器不符合GB/T29319《光伏发电系统接入配电网技术规定》；若t₅≤2s,则继续4-3；

4-3.当RLC负载的谐振频率值为f₃时，断开并网开关K2，并记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值t₆，再闭合并网开关K2；若t₆>2s,则结束测试，该被测逆变器不符合GB/T29319《光伏发电系统接入配电网技术规定》；若t₆≤2s,则继续5-1；

其中，在并网开关K2的基波电流为I₃，且3％I_N≤I₃＜5％I_N时，记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值t₇、t₈和t₉，包括：

5-1.当RLC负载的谐振频率值为f₁时，断开并网开关K2，并记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值t₇，再闭合并网开关K2；若t₇>2s,则结束测试，该被测逆变器不符合GB/T29319《光伏发电系统接入配电网技术规定》；若t₇≤2s,则继续5-2；

5-2.当RLC负载的谐振频率值为f₂时，断开并网开关K2，并记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值t₈，再闭合并网开关K2；若t₈>2s,则结束测试，该被测逆变器不符合GB/T29319《光伏发电系统接入配电网技术规定》；若t₈≤2s,则继续5-3；

5-3.当RLC负载的谐振频率值为f₃时，断开并网开关K2，并记录断开并网开关K2至被测逆变器停止运行所经过的时间值t₉，再闭合并网开关K2；若t₉>2s,则结束测试，该被测逆变器不符合GB/T29319《光伏发电系统接入配电网技术规定》；若t₉≤2s,则将记录的9个时间值列入表1中：

表1被测逆变器防孤岛保护性能测试结果记录表

其中，步骤5中的加权值为9个时间值的平均值或均方根值。

步骤5的加权值越小，被测逆变器的防孤岛保护能力等级评价越高。

本发明的应用例分别以采用现有典型主动移相式防孤岛保护方法和主动移频式防孤岛保护方法的逆变器A和逆变器B为例，对该两台100kW光伏并网逆变器在Matlab/Simulink环境下进行防孤岛仿真检测，记录基于RLC电路阻抗特性模拟负载谐振频率及基波电流变化等不同测试工况时逆变器防孤岛保护性能检测结果，评价逆变器的防孤岛性能。

如图2及图3所示，光伏并网逆变器发电功率为100％额定功率，配置RLC负载，闭合负载开关K1和并网开关K2，使通过并网开关K2的基波电流大小分别为光伏逆变器输出电流的0～1％、1％～3％、3％～5％，且在流过K2的基波电流大小和RLC负载品质因数不变的情况下，调整RLC负载分别为容性、阻性和感性，即负载谐振频率分别为50.1Hz～50.2Hz、49.9Hz～50.1Hz、和47.5Hz～49.9Hz，记录上述测试条件下并网开关K2断开时光伏并网逆变器防孤岛保护性能检测时间。

如图4所示，逆变器A采用主动移相防孤岛保护方法时，流过并网开关K2的基波电流大小不同且RLC负载特性不同时，逆变器防孤岛保护性能检测结果。可以发现：

(1)RLC负载呈现阻性时，谐振频率为50Hz，流过并网开关K2的基波电流小于输出电流5％时，流过并网开关K2的基波电流大小对逆变器防孤岛保护性能检测时间基本无影响。

(2)RLC负载呈现感性时，谐振频率小于50Hz，流过并网开关K2的基波电流小 于输出电流5％时，流过并网开关K2的基波电流越大，谐振频率偏离50Hz越远，甚至超出标准规定的47.5Hz，且谐振频率在47.5Hz～50Hz之间时，防孤岛保护性能检测时间随谐振频率偏离50Hz不断减小，谐振频率小于47.5Hz时，防孤岛保护性能检测时间基本不变。

(3)RLC负载呈现容性时，谐振频率大于50Hz，流过并网开关K2的基波电流小于输出电流5％时，基波电流越大，谐振频率偏离50Hz越远，甚至超出标准规定的50.2Hz，且谐振频率在50Hz～50.2Hz之间时，防孤岛保护性能检测时间随谐振频率偏离50Hz不断减小，谐振频率大于50.2Hz时，逆变器防孤岛保护性能检测时间基本不变。

(4)对于相同大小的基波电流，均存在下述现象：负载为阻性，谐振频率为50Hz时，防孤岛保护性能检测时间最长，负载为容性或感性，谐振频率偏离50Hz，且偏离50Hz越远，检测时间越短，即出现检测结果合格的几率更大，该检测结果也不具有客观性。

如图5所示，逆变器B采用主动移频式防孤岛保护方法时，流过并网点的基波电流不同和RLC负载特性不同时，逆变器防孤岛保护性能检测结果，其实验现象与逆变器A检测结果相似。

对上述两种逆变器开展防孤岛能力评价，表2为逆变器A防孤岛能力测试结果记录表，表3为逆变器B防孤岛能力测试结果记录表，对两种逆变器测试结果分别进行加权计算，可以得到对逆变器A防孤岛保护能力评价值为0.0719，对逆变器B防孤岛保护能力评价值为0.0972。说明逆变器A的防孤岛保护能力优于逆变器B的防孤岛保护能力。

表2逆变器A防孤岛能力测试结果记录表

表3逆变器B防孤岛能力测试结果记录表

如图4和5所示，与现有防孤岛保护性能检测标准相比，本发明充分考虑初始条件中流过并网开关的基波电流大小分别为逆变器输出电流0～1％、1％～3％、3％～5％三个变化区间段对逆变器防孤岛保护性能检测时间的影响，比现有标准单纯考虑0～1％、0～3％或0～5％等单一区间更能全面客观地反映逆变器防孤岛保护性能。当流过并网开关的基波电流为确定的阻性、容性或感性时，流过并网开关的基波电流小于逆变器输出电流1％时，逆变器防孤岛保护性能检测时间随流过并网开关的基波电流的增大迅速减小；流过并网开关的基波电流为逆变器输出电流1％～3％时，逆变器防孤岛保护性能检测时间随流过并网开关的基波电流增大而缓慢减小；流过并网开关的基波电流为逆变器输出电流3％～5％时，逆变器防孤岛保护性能检测时间随流过并网开关的基波电流增大而基本不变。因此，对于同一型号的逆变器，RLC负载阻抗所消耗的功率不同，流过并网开关的基波电流大小不同，逆变器防孤岛保护性能检测时间也不一致。本发明提出逆变器防孤岛保护性能检测时，将流过并网开关的基波电流划分为三个不同区间，即0～1％、1％～3％、3％～5％，能够更加客观地反映逆变器防孤岛保护性能。

并且在现有防孤岛保护性能检测中，会出现型号完全相同的两台逆变器仅仅由于流过并网开关的基波电流阻性、容性、感性等特性不一致造成一台检测合格，一台检测不合格的情况。通过本发明人研究发现：流过并网开关的基波电流呈现阻性、容性还是感性由RLC负载谐振频率决定，本发明的应用例中列举的逆变器，负载为阻性，谐振频率为50Hz时，防孤岛保护性能检测时间最长，负载为容性或感性，谐振频率偏离50Hz，且偏离50Hz越远，检测时间越短，即出现检测结果合格的几率更大。因此，本发明提 出将RLC负载谐振变化引入逆变器防孤岛保护性能检测方法中，全面检测逆变器防孤岛保护性能。

同时与现有防孤岛保护性能检测方法相比，本发明通过划分流过并网开关的基波电流为逆变器输出电流的0～1％、1％～3％、3％～5％共3个区间，并引入代表阻性、容性和感性的三种负载谐振频率区间作为关键测试条件，在9种测试区间下对逆变器当孤岛能力开展精细化测试，能够有效避免有的逆变器针对某一种特性负载设计、有的逆变器针对各种特性负载设计时，不能正确反映逆变器防孤岛能力的现象。现有防孤岛保护性能检测方法的检测结果均为合格或不合格，不能客观对比两种不同型号逆变器防孤岛保护性能检测能力的优劣。本发明在精细化检测的基础上对9种测试结果进行加权综合评估，在世界范围内首次解决了光伏逆变器防孤岛保护能力难以精细化评估的难题。

以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。