1.本技术涉及配电网规划与多目标优化计算领域，具体涉及一种光伏逆变器孤岛状态确定方法、终端及系统。
背景技术：2.目前，分布式光伏规模化接入增加了低压配电台区孤岛运行风险，对用户、电网运维检修人员的安全造成威胁。逆变器的防孤岛保护可分为主动式孤岛检测方法与被动式孤岛检测方法。大量研究表明，利用谐波信号理论上可以做到无盲区的孤岛检测，但对于谐波信号频次的选取、谐波判据阈值的选取以及背景谐波丰富场景下的可靠性设计目前尚不完善。举例而言，目前主流逆变器厂家的防孤岛保护评估与验证主要采用型式试验方式，一直以来光伏逆变器防孤岛保护功能在实际运行场景下的有效性评估难以开展，此外目前在孤岛保护方面仅涉及光伏并网断路器孤岛保护监测，未涉及针对光伏逆变器防孤岛保护功能的检测与评估，因此存在诸多不足。
技术实现要素：3.为解决上述技术问题，本技术提供以下技术方案：
4.第一方面，本发明提供一种光伏逆变器孤岛状态确定方法，包括：
5.获取光伏并网点的谐波数据和基波频率数据，所述谐波数据包括谐波电压数据；
6.根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。
7.在优选的实施例中，所述根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态，包括：
8.根据每个设定次数谐波和所述谐波电压数据生成各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据；
9.根据各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据，以及所述基波频率确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。
10.在优选的实施例中，所述根据各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据，以及所述基波频率确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态，包括：
11.执行第一判断，所述第一判断包括：判断各设定次数谐波的所述谐波前电压与谐波后电压比值是否均高于对应的第一设定阈值；
12.若是，则执行第二判断，所述第二判断包括：判断所述基波频率是否高于第二设定阈值；
13.若在一设定时延之后所述第一判断和所述第二判断的结果均为是，则确定该光伏逆变器处于孤岛状态。
14.在优选的实施例中，所述谐波数据还包括谐波阻抗数据和谐波电容数据；所述方法还包括：
15.根据所述谐波阻抗数据和谐波电容数据生成所述设定次数谐波；
16.根据所述谐波阻抗数据和谐波电容数据生成阻抗电容比值；
17.根据所述阻抗电容比值以及现场布线信息生成所述设定次数谐波。
18.在优选的实施例中，还包括：
19.根据电网额定电压、最大负荷容量生成等效负荷电阻、最小运行方式下的短路容量、等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成所述第一设定阈值。
20.在优选的实施例中，所述根据电网额定电压、最大负荷容量生成等效负荷电阻、最小运行方式下的短路容量、等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成所述第一设定阈值，包括：
21.根据电网额定电压和最大负荷容量生成等效负荷电阻，其中当负荷容量最大时，所述等效负荷电阻与等效负荷基波感抗以及等效负荷基波容抗相等；
22.根据电网额定电压和最小运行方式下的短路容量生成系统侧等效基波电抗；
23.根据所述系统侧等效基波电抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的系统侧等效电抗；
24.根据等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的负荷侧等效阻抗；
25.根据各谐波次数的所述系统侧等效电抗和所述负荷侧等效阻抗生成各谐波次数对应的第一设定阈值。
26.第二方面，本发明实施例提供一种光伏逆变器孤岛状态确定终端，包括：
27.获取模块，获取光伏并网点的谐波数据和基波频率数据，所述谐波数据包括谐波电压数据；
28.孤岛状态确定模块，根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。
29.在优选的实施例中，所述孤岛状态确定模块，包括：
30.电压比值生成单元，根据每个设定次数谐波和所述谐波电压数据生成各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据；
31.孤岛确认单元，根据各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据，以及所述基波频率确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。
32.在优选的实施例中，所述孤岛确认单元，包括：
33.第一判断执行单元，执行第一判断，所述第一判断包括：判断各设定次数谐波的所述谐波前电压与谐波后电压比值是否均高于对应的第一设定阈值；
34.第二判断执行单元，若是，则执行第二判断，所述第二判断包括：判断所述基波频率是否高于第二设定阈值；
35.若在一设定时延之后所述第一判断和所述第二判断的结果均为是，则确定该光伏逆变器处于孤岛状态。
36.在优选的实施例中，所述谐波数据还包括谐波阻抗数据和谐波电容数据；所述光伏逆变器孤岛状态确定终端还包括：
37.阻抗电容比生成模块，根据所述谐波阻抗数据和谐波电容数据生成阻抗电容比
值；
38.设定次数谐波生成模块，根据所述阻抗电容比值以及现场布线信息生成所述设定次数谐波。
39.在优选的实施例中，还包括：
40.第一设定阈值生成模块，根据电网额定电压、最大负荷容量生成等效负荷电阻、最小运行方式下的短路容量、等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成所述第一设定阈值。
41.在优选的实施例中，所述第一设定阈值生成模块，包括：
42.等效负荷电阻生成单元，根据电网额定电压和最大负荷容量生成等效负荷电阻，其中当负荷容量最大时，所述等效负荷电阻与等效负荷基波感抗以及等效负荷基波容抗相等；
43.系统侧等效基波电抗生成单元，根据电网额定电压和最小运行方式下的短路容量生成系统侧等效基波电抗；
44.系统侧等效电抗生成单元，根据所述系统侧等效基波电抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的系统侧等效电抗；
45.负荷侧等效阻抗生成单元，根据等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的负荷侧等效阻抗；
46.第一设定阈值生成单元，根据各谐波次数的所述系统侧等效电抗和所述负荷侧等效阻抗生成各谐波次数对应的第一设定阈值。
47.第三方面，本发明实施例提供一种分布式光伏逆变器孤岛保护测试系统，包括：
48.电网模拟器、光伏逆变器、孤岛状态产生模块以及如上所述的光伏逆变器孤岛状态确定终端；
49.所述电网模拟器用于模拟一电网；
50.所述光伏逆变器和所述孤岛状态产生模块与所述电网模拟器耦接，进而电连接于所述电网；
51.所述孤岛状态产生模块用于使所述光伏逆变器处于孤岛状态；
52.所述光伏逆变器孤岛状态确定终端用于接收所述光伏逆变器处于孤岛状态时的电压数据和电流数据，以根据所述电压数据和电流数据对应的谐波数据确定所述光伏逆变器是否处于所述孤岛状态。
53.在优选的实施例中，所述孤岛状态产生模块包括：断路器以及rlc可调负载，所述rlc可调负载通过调节rlc负载与所述光伏逆变器功率匹配，使所述断路器出口电流趋于零值；
54.所述断路器用于在其出口电流趋于零时断开，进而形成所述孤岛状态。
55.第四方面，本发明实施例提供一种分布式光伏逆变器孤岛仿真系统，包括：仿真平台、仿真机以及如上所述的光伏逆变器孤岛状态确定终端；
56.所述仿真平台用于输出光伏逆变器组接入电网的模拟电流数据和模拟电压数据；所述光伏逆变器组包括多个光伏逆变器；
57.所述仿真机根据所述模拟电流数据和所述模拟电压数据执行孤岛状态仿真，生成至少一个光伏逆变器处于孤岛状态时的仿真数据；
58.所述光伏逆变器孤岛状态确定终端根据所述仿真数据确定处于孤岛状态的光伏逆变器。
59.第五方面，本技术提供一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现所述的光伏逆变器孤岛状态确定方法。
60.第六方面，本技术提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现所述的光伏逆变器孤岛状态确定方法。
61.由上述技术方案可知，本技术提供的一种光伏逆变器孤岛状态确定方法、终端及系统，通过光伏并网点的谐波电压数据和基波频率数据进行孤岛状态确认，以谐波电压检测为主、基波频率偏移为辅的孤岛检测判据，避免了电网存在的背景谐波波动较大场景时可能误判的问题，提高了孤岛判断的准确性。
附图说明
62.为了更清楚地说明本技术实施例或现有技术中的技术方案，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，下面描述中的附图是本技术的一些实施例，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。
63.图1是本技术实施例中的光伏逆变器孤岛状态确定方法的流程示意图。
64.图2是本技术实施例中分布式光伏谐波等效电路结构示意图。
65.图3是本技术实施例中孤岛检测方法逻辑示意图。
66.图4是本技术实施例中孤岛状态确认终端微应用总体架构图。
67.图5是本技术实施例中微应用与孤岛状态确认终端交互示意图。
68.图6是本技术实施例中分布式光伏逆变器孤岛保护测试系统结构示意图。
69.图7是本技术实施例中分布式光伏逆变器孤岛仿真系统结构示意图。
70.图8是本技术实施例中步骤s2的具体流程示意图。
71.图9是本技术实施例中主动防孤岛功能开启时33％pn下并网点电压电流波形示意图。
72.图10是本技术实施例中主动防孤岛功能屏蔽33％pn下并网点电压电流波形示意图。
73.图11是本技术实施例中分布式光伏逆变器防孤岛状态确定装置的结构示意图。
74.图12是本技术实施例中的电子设备的结构示意图。
具体实施方式
75.为使本技术实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术实施例中的技术方案进行清楚、完整的描述，显然，所描述的实施例是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本技术保护的范围。
76.针对分布式光伏接入农村配电网后防孤岛保护有效性评估难以开展的现状，本发明提首先，提出一种基于谐波电压与频率偏移的光伏逆变器孤岛实用化检测判据；随后，将
该判据以微应用形式部署于台区光伏逆变器孤岛状态确定终端；然后，搭建含台区光伏逆变器孤岛状态确定终端的物理测试平台，对分布式光伏逆变器防孤岛保护功能进行测试评估，最后基于rt-lab搭建含配电台区数字模型的硬件在环仿真平台，评估台区不同运行工况下逆变器防孤岛保护的有效性，可以解决长期以来困扰配电台区运维的光伏逆变器防孤岛保护有效性评估难题。
77.基于上述内容，本技术提供一种用于实现本技术一个或多个实施例中提供的光伏逆变器孤岛状态确定方法的分布式光伏逆变器防孤岛状态确定装置，其中，所述分布式光伏逆变器防孤岛状态确定装置可以获取光伏并网点的谐波数据和基波频率数据，所述谐波数据包括谐波电压数据；然后根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。
78.可以理解的是，所述分布式光伏逆变器防孤岛状态确定终端可以包括智能手机、平板电子设备、便携式计算机、台式电脑、个人数字助理(pda)等。
79.具体通过下述多个实施例及应用实例分别进行说明。
80.本技术提供一种光伏逆变器孤岛状态确定方法的实施例，参见图1，所述光伏逆变器孤岛状态确定方法具体包含有如下内容：
81.步骤s1：获取光伏并网点的谐波数据和基波频率数据，所述谐波数据包括谐波电压数据。
82.步骤s2：根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。
83.从上述描述可知，本技术实施例提供的光伏逆变器孤岛状态确定方法，通过光伏并网点的谐波电压数据和基波频率数据进行孤岛状态确认，以谐波电压检测为主、基波频率偏移为辅的孤岛检测判据，避免了电网存在的背景谐波波动较大场景时可能误判的问题，提高了孤岛判断的准确性。
84.下面对本发明实施例进行详细说明，在本发明中，所述谐波数据还包括谐波阻抗数据和谐波电容数据。
85.在该实施例中，本发明的所述方法还包括：根据所述谐波阻抗数据和谐波电容数据生成所述设定次数谐波。
86.可以知晓，谐波是指电流中所含有的频率为基波的整数倍的电量，一般是指对周期性的非正弦电量进行傅立叶级数分解，除了基波频率的电量，其余大于基波频率的电流产生的电量，称为谐波，谐波次数是谐波频率与基波频率的比值。
87.该实施例中，步骤s2，即根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态，如图8所示，包括：
88.s21：根据每个设定次数谐波和所述谐波电压数据生成各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据；
89.s22：根据各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据，以及所述基波频率确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。
90.本实施例中首先确定各设定次数谐波的谐波前电压与谐波后电压数据，然后结合基波频率在预设时长内是否可以稳定达到设定的条件，进而以谐波电压为主，频率偏移为辅，进行孤岛状态确认，大大提高了准确率。
91.具体的，在优选的实施例中，步骤s22，即所述根据各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据，以及所述基波频率确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态，包括：
92.s221：执行第一判断，所述第一判断包括：判断各设定次数谐波的所述谐波前电压与谐波后电压比值是否均高于对应的第一设定阈值；
93.s222：若是，则执行第二判断，所述第二判断包括：判断所述基波频率是否高于第二设定阈值；
94.s223：若在一设定时延之后所述第一判断和所述第二判断的结果均为是，则确定该光伏逆变器处于孤岛状态。
95.该实施例中，可以看出，通过对比各设定次数谐波的所述谐波前电压与谐波后电压比值是否均高于对应的第一设定阈值，如果高于，则进行基波频率的判断，基波频率如果在一段时间内均高于第二设定阈值，则确认处于孤岛状态。
96.图2示出了本发明实施例中光伏逆变器的等效谐波电路，光伏发电系统并网时，电网阻抗和本地负荷阻抗并联，并网点整体阻抗较小。孤岛发生后，并网点阻抗为本地负荷阻抗，孤岛前后并网点阻抗的变化引起了谐波电压的变化。并网光伏系统谐波电路图如图2所示。图中：r为等效负荷电阻；x
l
为等效负荷基波感抗；xc为等效负荷基波容抗；xs为系统侧等效基波电抗。
97.举例而言，以谐波电压为主、频率偏移为辅的孤岛检测逻辑如图3所示，以5次和7次谐波举例，图中：u
5,0+
/u
5,0-和u
7,0+
/u
7,0-分别表示5次、7次谐波前后的比值，k
5,set
和k
7,set
分别表示5次、7次谐波的动作比率定值。孤岛发生时，由于5次、7次谐波阻抗增大，导致5次、7次谐波电压快速上升，当其变化率超出设定值且防误闭锁未启动，即启动孤岛检测判据，且频率辅助判据未投或者投入后频率也超出阈值，并经过一定的延时时间，即判断发生孤岛。
98.在一些实施例中，所述根据所述谐波阻抗数据和谐波电容数据生成所述设定次数谐波，包括：
99.根据所述谐波阻抗数据和谐波电容数据生成阻抗电容比值；
100.根据所述阻抗电容比值以及现场布线信息生成所述设定次数谐波。
101.具体而言，以上述5次谐波和7次谐波为例，设定次数谐波的确定依据如下：假定光伏电站产生的谐波电流无突变,当光伏输出功率和本地负载完全匹配时，由于谐波阻抗的变化，会导致并网点谐波电压波动，利用谐波电压在孤岛前后的变化，理论上可实现无盲区的孤岛检测，但考虑负荷中的容性负载，需要结合xc与xs的比值，选择合适的谐波次数用于判据。同时，如果单纯用谐波检测孤岛，在电网存在的背景谐波波动较大场景时可能误判。因此，本发明采用了以谐波电压检测为主、基波频率偏移为辅的孤岛检测判据。光伏系统输出的电流谐波成分很丰富，既有低频次的成分，又有高频次成分，如果用总畸变率的指标，则阈值更难整定。对于高频段特征次谐波，一方面在光伏系统设计时常常优先被滤除，另一方面由前面分析可知高次谐波受容性负载的影响很大，根据现场经验，3次、5次和7次谐波受容性负载的影响小，且其含量高于装置的谐波测量精度，足以被精确测量，但3次谐波可能因变压器的接线方式而无法流通至装置测量点，故选取5次、7次谐波电压作为检测孤岛的依据量。
102.进一步的，在优选的实施例中，本发明的步骤还包括：
103.根据电网额定电压、最大负荷容量生成等效负荷电阻、最小运行方式下的短路容量、等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成所述第一设定阈值。
104.具体而言，第一设定阈值的确认基于上述数据，具体而言，第一设定阈值的确认过程如下：
105.根据电网额定电压和最大负荷容量生成等效负荷电阻，其中当负荷容量最大时，所述等效负荷电阻与等效负荷基波感抗以及等效负荷基波容抗相等；
106.根据电网额定电压和最小运行方式下的短路容量生成系统侧等效基波电抗；
107.根据所述系统侧等效基波电抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的系统侧等效电抗；
108.根据等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的负荷侧等效阻抗；
109.根据各谐波次数的所述系统侧等效电抗和所述负荷侧等效阻抗生成各谐波次数对应的第一设定阈值。
110.由谐波等效电路图(图2)可知，并网点(孤岛检测前后)在并网前后的h次谐波电压分别为：
[0111][0112]
由式(1)可得，孤岛后与孤岛前h次谐波电压的比值为：
[0113][0114]
式(2)中，z
l,h
为负荷侧h次等效谐波阻抗，x
s,h
为系统侧h次等效谐波电抗，可分别由式(3)获得。
[0115][0116]
对于系统侧的等效电抗xs，由于系统在最小运行方式下短路阻抗最大，孤岛发生前后谐波电压变化率最小，因此系统阻抗由最小运行方式下短路阻抗代替，计算公式为：
[0117][0118]
式(4)中：un为电网额定电压；s
d,min
为最小运行方式下的短路容量。
[0119]
对于负荷等效阻抗r和x
l
，考虑极端孤岛检测条件，即品质因数为1且工频附近谐振的情况下，负荷阻抗可由区域内最大负荷容量计算得到：
[0120][0121]
具体而言，如公式(5)中所示，其具体对应步骤：根据电网额定电压和最大负荷容量生成等效负荷电阻。可以看出，其中当负荷容量最大时，所述等效负荷电阻与等效负荷基波感抗以及等效负荷基波容抗相等。
[0122]
结合公式(4)中，其具体对应步骤：根据电网额定电压和最小运行方式下的短路容量生成系统侧等效基波电抗。
[0123]
此外，结合公式(3)可以知晓，其对应步骤：根据所述系统侧等效基波电抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的系统侧等效电抗。
[0124]
进一步的，结合公式(3)可知其还对应步骤：根据等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的负荷侧等效阻抗。
[0125]
之后，结合公式(2)对应步骤：根据各谐波次数的所述系统侧等效电抗和所述负荷侧等效阻抗生成各谐波次数对应的第一设定阈值。
[0126]
在本发明实施例中，公式(2)中，当h为5和7时，即为5次谐波和7次谐波对应的第一设定阈值。
[0127]
可以理解，本发明通过比对并网前后的h次谐波电压之比与第一设定阈值的大小，进而以谐波电压为主，基波频率偏移量为辅的确定方式，大大提高了准确性。
[0128]
从软件层面来说，本技术提供一种用于执行所述光伏逆变器孤岛状态确定方法中全部或部分内容的分布式光伏逆变器防孤岛状态确定装置的实施例，参见图11，所述分布式光伏逆变器防孤岛状态确定装置具体包含有如下内容：
[0129]
获取模块10，获取光伏并网点的谐波数据和基波频率数据，所述谐波数据包括谐波电压数据；
[0130]
孤岛状态确定模块20，根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。
[0131]
由上述技术方案可知，本技术提供的一种分布式光伏逆变器防孤岛状态确定装置，通过光伏并网点的谐波电压数据和基波频率数据进行孤岛状态确认，以谐波电压检测为主、基波频率偏移为辅的孤岛检测判据，避免了电网存在的背景谐波波动较大场景时可能误判的问题，提高了孤岛判断的准确性。
[0132]
基于相同的发明构思，在优选的实施例中，所述谐波数据还包括谐波阻抗数据和谐波电容数据；所述光伏逆变器孤岛状态确定终端还包括：
[0133]
设定次数谐波生成模块，根据所述谐波阻抗数据和谐波电容数据生成所述设定次数谐波；
[0134]
所述孤岛状态确定模块，包括：
[0135]
电压比值生成单元，根据每个设定次数谐波和所述谐波电压数据生成各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据；
[0136]
孤岛确认单元，根据各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据，以及所述基波频率确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。
[0137]
基于相同的发明构思，在优选的实施例中，所述孤岛确认单元，包括：
[0138]
第一判断执行单元，执行第一判断，所述第一判断包括：判断各设定次数谐波的所述谐波前电压与谐波后电压比值是否均高于对应的第一设定阈值；
[0139]
第二判断执行单元，若是，则执行第二判断，所述第二判断包括：判断所述基波频率是否高于第二设定阈值；
[0140]
若在一设定时延之后所述第一判断和所述第二判断的结果均为是，则确定该光伏逆变器处于孤岛状态。
[0141]
基于相同的发明构思，在优选的实施例中，所述设定次数谐波生成模块，包括：
[0142]
阻抗电容比生成模块，根据所述谐波阻抗数据和谐波电容数据生成阻抗电容比值；
[0143]
设定次数谐波生成模块，根据所述阻抗电容比值以及现场布线信息生成所述设定次数谐波。
[0144]
基于相同的发明构思，在优选的实施例中，还包括：
[0145]
第一设定阈值生成模块，根据电网额定电压、最大负荷容量生成等效负荷电阻、最小运行方式下的短路容量、等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成所述第一设定阈值。
[0146]
基于相同的发明构思，在优选的实施例中，所述第一设定阈值生成模块，包括：
[0147]
等效负荷电阻生成单元，根据电网额定电压和最大负荷容量生成等效负荷电阻，其中当负荷容量最大时，所述等效负荷电阻与等效负荷基波感抗以及等效负荷基波容抗相等；
[0148]
系统侧等效基波电抗生成单元，根据电网额定电压和最小运行方式下的短路容量生成系统侧等效基波电抗；
[0149]
系统侧等效电抗生成单元，根据所述系统侧等效基波电抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的系统侧等效电抗；
[0150]
负荷侧等效阻抗生成单元，根据等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的负荷侧等效阻抗；
[0151]
第一设定阈值生成单元，根据各谐波次数的所述系统侧等效电抗和所述负荷侧等效阻抗生成各谐波次数对应的第一设定阈值。
[0152]
本发明的光伏逆变器孤岛状态确定终端，具体可以通过搭载上述方法步骤的程序，或者上述步骤方法的“微应用”来实现孤岛状态确定。
[0153]
具体的，将孤岛检测判据以微应用形式部署于台区孤岛状态确定终端
[0154]
如图4所示，台区孤岛状态确定终端基于硬件平台化、软件app化的理念，满足高性能并发、大容量存储、多采集对象需求，部署于配变侧，集配电台区量测数据采集、设备状态监测、通信组网管理、就地分析决策、协同计算等功能于一体的智能化终端设备。
[0155]
微应用是指运行在孤岛状态确定终端内部，可快速开发、自由扩展，满足配/用电机新业务需求的功能软件。将步骤一提出的孤岛检测判据通过微应用的形式存放于终端容器中，即可实现功能应用。
[0156]
容器是指一个虚拟的独立运行环境，能够通过对孤岛状态确定终端部分物力资源(cpu、内存、磁盘、网络资源等)的划分和隔离，屏蔽本容器中微应用与其他容器或操作系统的相互影响，保证微应用的可操作性。
[0157]
孤岛状态确定终端微应用总体架构如图4所示。架构采用配电物联网“云-边-端”的组成思想。云指上层调控系统或平台(例如电网配电自动化系统)，边指具备边缘计算能力的终端(本发明中特指孤岛状态确定终端)，端指电网低压末端设备(例如断路器、光伏逆变器、储能等)。
[0158]
微应用部署于“边”。其中，基础平台部分包含硬件通信接口及驱动、基础操作系统；资源虚拟化部分包括容器和硬件资源的抽象层；微应用部分具备完成具体应用业务的功能，包括基础微应用与业务微应用；数交交互总线部分基于容器间ip化技术与mqtt协议，实现跨容器的消息交互；信息安全部分包含数据采集安全、数据存储安全、数据访问安全及数据上行通信安全。
[0159]
微应用消息交互基于mqtt协议，各微应用按照既定规则编写消息接口，实现微应用之间及微应用与孤岛状态确定终端间的有序交互。其中，微应用与孤岛状态确定终端之间的交互流程如图5所示。
[0160]
从上述技术方案可知，微应用的方式一方面可以减小终端处理负担，另一方面可以降低数据传输压力。
[0161]
此外，本发明进一步提供一种分布式光伏逆变器孤岛保护测试系统，如图6所示，包括：
[0162]
电网模拟器、光伏逆变器、孤岛状态产生模块以及如上所述的光伏逆变器孤岛状态确定终端；
[0163]
所述电网模拟器用于模拟一电网；
[0164]
所述光伏逆变器和所述孤岛状态产生模块与所述电网模拟器耦接，进而电连接于所述电网；
[0165]
所述孤岛状态产生模块用于使所述光伏逆变器处于孤岛状态；
[0166]
所述光伏逆变器孤岛状态确定终端用于接收所述光伏逆变器处于孤岛状态时的电压数据和电流数据，以根据所述电压数据和电流数据对应的谐波数据确定所述光伏逆变器是否处于所述孤岛状态。
[0167]
可以看出，本发明提供分布式光伏逆变器孤岛保护测试系统，可以实现模拟
[0168]
在优选的实施例中，所述孤岛状态产生模块包括：断路器以及rlc可调负载，所述rlc可调负载通过调节rlc负载与所述光伏逆变器功率匹配，使所述断路器出口电流趋于零值；
[0169]
所述断路器用于在其出口电流趋于零时断开，进而形成所述孤岛状态。
[0170]
具体的，基于光伏逆变器孤岛状态确定终端的物理测试平台拓扑如图6所示。光伏逆变器孤岛状态确定终端是配电台区及用电侧的边缘物联节点。通过“软件定义终端”的设计概念实现台区全景监测、故障研判等功能的规模化应用。将所提谐波电压-频率偏移的孤岛检测方法以微应用的方式植入光伏逆变器孤岛状态确定终端，若台区形成孤岛则光伏逆变器孤岛状态确定终端发出告警型号，通过对照逆变器防孤岛保护动作情况，实现对台区内分布式光伏防孤岛保护功能的评估。
[0171]
rlc负载为可调节的四象限运行负载，通过调节rlc负载与光伏逆变器功率匹配，使得断路器出口的电流接近于0，此时断开塑壳断路器，理论上可形成孤岛。功率分析仪一方面和光伏逆变器孤岛状态确定终端做数据对照，确认数据准确性和相序一致性。另一方
面用于测量系统和电网能量交互情况，用于评估孤岛产生的条件是否达成。在通信方面，光伏逆变器孤岛状态确定终端和断路器通过rs485方式通讯，能够获取断路器数据，并测试传输延时。光伏逆变器孤岛状态确定终端和逆变器通过lora通讯，能够获取逆变器数据，并测试传输延时。光伏逆变器孤岛状态确定终端和笔记本主站模拟软件通过以太网方式通信，主站模拟软件能够获取光伏逆变器孤岛状态确定终端数据。
[0172]
下面结合一场景对本发明进行详细说明。
[0173]
(1)逆变器防孤岛保护功能物理测试
[0174]
以某厂家20kw光伏逆变器为测试对象，该逆变器具备主动防孤岛保护功能。
[0175]
首先，在逆变器主动防孤岛功能开启条件下，逆变器分别以33％、66％、100％的额定功率运行，rlc负载投入，调整rlc负载和逆变器功率完全匹配，断开断路器，观察逆变器是否停机。以33％pn(逆变器额定有功功率)为例，断路器断开前后并网点(断路器出口)电压电流波形如图9所示，由图可知，断路器断开后，出口电流变为0，主动式防孤岛保护动作，逆变器经59ms后脱网。分析逆变器上传至孤岛状态确定终端的报文可知，逆变器正确识别孤岛。
[0176]
作为对照，屏蔽逆变器主动防孤岛功能，逆变器以33％额定功率运行，调整负载和逆变器功率匹配后断开断路器，断路器出口处电压电流波形如图10所示。
[0177]
由图可知断路器断开后，出口电流变为0，但电压依然存在，表明此时逆变器持续运行，且与负载之间形成孤岛。分析报文可知，此时孤岛状态确定终端检测出孤岛并发出信号，但逆变器仍持续运行，若此时检修人员根据孤岛状态确定终端告警信号可降低检修作业风险。
[0178]
进一步的，本发明还提供多个复杂工况的仿真模拟，请结合图7所示，本发明实施例提供一种分布式光伏逆变器孤岛仿真系统，包括：仿真平台、仿真机以及如上所述的光伏逆变器孤岛状态确定终端；
[0179]
所述仿真平台用于输出光伏逆变器组接入电网的模拟电流数据和模拟电压数据；所述光伏逆变器组包括多个光伏逆变器；
[0180]
所述仿真机根据所述模拟电流数据和所述模拟电压数据执行孤岛状态仿真，生成至少一个光伏逆变器处于孤岛状态时的仿真数据；
[0181]
所述光伏逆变器孤岛状态确定终端根据所述仿真数据确定处于孤岛状态的光伏逆变器。
[0182]
本方面本发明可以实现多工况、复杂工况的模拟仿真，进行复杂工况下的评估，能够保证复杂工况的孤岛评估准确性。
[0183]
在优选的实施例中，其中，核心设备rt-lab是一种信号级数字实时仿真器，通过光纤实现与simulink仿真平台的模拟量/数字量信号的接受与传输，并作为控制器，对实际被控制硬件设备进行实时控制。rt-lab一方面通过modbus协议将模拟量传至孤岛状态确定终端，由孤岛状态确定终端判定孤岛是否形成。另一方面，在simulink搭建台区线路模型用于rt_lab实时仿真，将rt-lab运行的模拟量信号经过功率放大器转化为真实电气量，输入光伏逆变器，光伏逆变器判断防孤岛保护是否动作。通过lora协议实现孤岛状态确定终端和光伏逆变器的通信，对比二者防孤岛保护动作信号是否一致。于simulink搭建台区线路模型，将simulink中光伏逆变器的电气量模拟型号通过功率放大器接入逆变器，逆变器主动
防孤岛功能开启。通过对比孤岛状态确定终端和光伏逆变器的防孤岛信号，进行复杂工况下的评估。
[0184]
下面结合具体场景进行说明。
[0185]
配电台区逆变器防孤岛保护功能硬件在环测试
[0186]
基于simulink搭建了承德市平泉县八家村515线路八家南台变低压侧线路模型，拓扑如图7中“台区拓扑”模块所示。该台区共涉及29个低压接入点，其中4个接入点有分布式光伏接入。模型端节点作为台区低压侧节点，即孤岛状态确定终端接入点。模型中加入三相动态负荷模块模拟可调节负荷(rlc)，通过三相动态负荷模块匹配分布式光伏出力提供孤岛工况。实验中，将pv1的电气量模拟型号通过功率放大器接入逆变器，逆变器主动防孤岛功能开启。通过对比孤岛状态确定终端和光伏逆变器的防孤岛信号，进行复杂工况下的评估。
[0187]
考虑如下三种场景：
[0188]
场景1：仅pv1投入运行，通过调节rlc满足p
load
＝p
pv1
；
[0189]
场景2：pv1和pv2投入运行，通过调节rlc满足p
load
＝p
pv1
+p
pv2
；
[0190]
场景3：pv1～pv4均投入运行，通过调节rlc满足p
load
＝p
pv1
+p
pv2
+p
pv3
+p
pv4
。
[0191]
其中，p
load
是负荷功率，p
pv1
是光伏逆变器1的功率，p
pv2
是光伏逆变器2的功率，p
pv3
是光伏逆变器3的功率，p
pv4
是光伏逆变器4的功率。
[0192]
在每种场景下分别进行10次测试，孤岛状态确定终端和pv1防孤岛保护信号动作情况如下表1所示。
[0193]
表1三种场景下孤岛状态确定终端和光伏逆变器孤岛识别
[0194][0195]
由表1可知，本文提出的基于谐波电压-频率偏移的孤岛检测方法移植到孤岛状态确定终端后能有效识别低压台区孤岛，在仅有1台光伏逆变器接入的情况下，逆变器的孤岛识别率也较高；但随着台区光伏逆变器接入数量的增多，复杂场景下当台区负荷与分布式光伏集群出力相匹配时，集群中单台逆变器防孤岛保护动作正确率较低，特别是模型中有4台分布式光伏接入时，单台分布式光伏很难正确识别孤岛。因此需要通过孤岛状态确定终端发出孤岛告警信号，以便光伏逆变器能及时断开。
[0196]
可以看出，本发明用于配电台区分布式光伏逆变器防孤岛保护测试方法及系统，能够对光伏逆变器防孤岛保护功能进行物理平台测试和硬件在环仿真平台测试。提出的基于谐波电压-频率偏移的逆变器孤岛检测方法应用于孤岛状态确定终端，孤岛状态确定终端具有可靠的孤岛辨识功能。通过对比孤岛状态确定终端和光伏逆变器防孤岛保护动作情况，可以对光伏逆变器的防孤岛保护功能进行验证和评估。更具意义的是，硬件在环仿真平台可以模拟台区多场景运行工况，可以解决台区不同场景下，光伏逆变器防孤岛保护有效性难以评估的难题，为含分布式光伏的配电台区智慧运维和风险预警提供依据。
[0197]
从硬件层面来说，本技术提供一种用于实现所述光伏逆变器孤岛状态确定方法中
的全部或部分内容的电子设备的实施例，所述电子设备具体包含有如下内容：
[0198]
图12为本技术实施例的电子设备9600的系统构成的示意框图。如图12所示，该电子设备9600可以包括中央处理器9100和存储器9140；存储器9140耦合到中央处理器9100。值得注意的是，该图12是示例性的；还可以使用其他类型的结构，来补充或代替该结构，以实现电信功能或其他功能。
[0199]
在一实施例中，分布式光伏逆变器防孤岛保护测试功能可以被集成到中央处理器中。其中，中央处理器可以被配置为进行如下控制：
[0200]
步骤s1：获取光伏并网点的谐波数据和基波频率数据，所述谐波数据包括谐波电压数据。
[0201]
步骤s2：根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。
[0202]
从上述描述可知，本技术实施例提供的电子设备，通过光伏并网点的谐波电压数据和基波频率数据进行孤岛状态确认，以谐波电压检测为主、基波频率偏移为辅的孤岛检测判据，避免了电网存在的背景谐波波动较大场景时可能误判的问题，提高了孤岛判断的准确性。
[0203]
在另一个实施方式中，分布式光伏逆变器防孤岛状态确定装置可以与中央处理器9100分开配置，例如可以将分布式光伏逆变器防孤岛状态确定装置配置为与中央处理器9100连接的芯片，通过中央处理器的控制来实现分布式光伏逆变器防孤岛保护测试功能。
[0204]
如图12所示，该电子设备9600还可以包括：通信模块9110、输入单元9120、音频处理器9130、显示器9160、电源9170。值得注意的是，电子设备9600也并不是必须要包括图12中所示的所有部件；此外，电子设备9600还可以包括图12中没有示出的部件，可以参考现有技术。
[0205]
如图12所示，中央处理器9100有时也称为控制器或操作控件，可以包括微处理器或其他处理器装置和/或逻辑装置，该中央处理器9100接收输入并控制电子设备9600的各个部件的操作。
[0206]
其中，存储器9140，例如可以是缓存器、闪存、硬驱、可移动介质、易失性存储器、非易失性存储器或其它合适装置中的一种或更多种。可储存上述与失败有关的信息，此外还可存储执行有关信息的程序。并且中央处理器9100可执行该存储器9140存储的该程序，以实现信息存储或处理等。
[0207]
输入单元9120向中央处理器9100提供输入。该输入单元9120例如为按键或触摸输入装置。电源9170用于向电子设备9600提供电力。显示器9160用于进行图像和文字等显示对象的显示。该显示器例如可为lcd显示器，但并不限于此。
[0208]
该存储器9140可以是固态存储器，例如，只读存储器(rom)、随机存取存储器(ram)、sim卡等。还可以是这样的存储器，其即使在断电时也保存信息，可被选择性地擦除且设有更多数据，该存储器的示例有时被称为eprom等。存储器9140还可以是某种其它类型的装置。存储器9140包括缓冲存储器9141(有时被称为缓冲器)。存储器9140可以包括应用/功能存储部9142，该应用/功能存储部9142用于存储应用程序和功能程序或用于通过中央处理器9100执行电子设备9600的操作的流程。
[0209]
存储器9140还可以包括数据存储部9143，该数据存储部9143用于存储数据，例如
联系人、数字数据、图片、声音和/或任何其他由电子设备使用的数据。存储器9140的驱动程序存储部9144可以包括电子设备的用于通信功能和/或用于执行电子设备的其他功能(如消息传送应用、通讯录应用等)的各种驱动程序。
[0210]
通信模块9110即为经由天线9111发送和接收信号的发送机/接收机9110。通信模块(发送机/接收机)9110耦合到中央处理器9100，以提供输入信号和接收输出信号，这可以和常规移动通信终端的情况相同。
[0211]
基于不同的通信技术，在同一电子设备中，可以设置有多个通信模块9110，如蜂窝网络模块、蓝牙模块和/或无线局域网模块等。通信模块(发送机/接收机)9110还经由音频处理器9130耦合到扬声器9131和麦克风9132，以经由扬声器9131提供音频输出，并接收来自麦克风9132的音频输入，从而实现通常的电信功能。音频处理器9130可以包括任何合适的缓冲器、解码器、放大器等。另外，音频处理器9130还耦合到中央处理器9100，从而使得可以通过麦克风9132能够在本机上录音，且使得可以通过扬声器9131来播放本机上存储的声音。
[0212]
本技术的实施例还提供能够实现上述实施例中的光伏逆变器孤岛状态确定方法中全部步骤的一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现上述实施例中的执行主体为所述分布式光伏逆变器防孤岛状态确定装置或客户端的光伏逆变器孤岛状态确定方法的全部步骤，例如，所述处理器执行所述计算机程序时实现下述步骤：
[0213]
步骤s1：获取光伏并网点的谐波数据和基波频率数据，所述谐波数据包括谐波电压数据。
[0214]
步骤s2：根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。
[0215]
从上述描述可知，本技术实施例提供的电子设备，通过光伏并网点的谐波电压数据和基波频率数据进行孤岛状态确认，以谐波电压检测为主、基波频率偏移为辅的孤岛检测判据，避免了电网存在的背景谐波波动较大场景时可能误判的问题，提高了孤岛判断的准确性。
[0216]
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、装置、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
[0217]
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(装置)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0218]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指
令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0219]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0220]
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
技术特征：1.一种光伏逆变器孤岛状态确定方法，其特征在于，包括：获取光伏并网点的谐波数据和基波频率数据，所述谐波数据包括谐波电压数据；根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。2.根据权利要求1所述的光伏逆变器孤岛状态确定方法，其特征在于，所述根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态，包括：根据每个设定次数谐波和所述谐波电压数据生成各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据；根据各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据，以及所述基波频率确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。3.根据权利要求2所述的光伏逆变器孤岛状态确定方法，其特征在于，所述根据各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据，以及所述基波频率确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态，包括：执行第一判断，所述第一判断包括：判断各设定次数谐波的所述谐波前电压与谐波后电压比值是否均高于对应的第一设定阈值；若是，则执行第二判断，所述第二判断包括：判断所述基波频率是否高于第二设定阈值；若在一设定时延之后所述第一判断和所述第二判断的结果均为是，则确定该光伏逆变器处于孤岛状态。4.根据权利要求2所述的光伏逆变器孤岛状态确定方法，其特征在于，所述谐波数据还包括谐波阻抗数据和谐波电容数据；所述方法还包括：根据所述谐波阻抗数据和谐波电容数据生成阻抗电容比值；根据所述阻抗电容比值以及现场布线信息生成所述设定次数谐波。5.根据权利要求3所述的光伏逆变器孤岛状态确定方法，其特征在于，还包括：根据电网额定电压、最大负荷容量生成等效负荷电阻、最小运行方式下的短路容量、等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成所述第一设定阈值。6.根据权利要求5所述的光伏逆变器孤岛状态确定方法，其特征在于，所述根据电网额定电压、最大负荷容量生成等效负荷电阻、最小运行方式下的短路容量、等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成所述第一设定阈值，包括：根据电网额定电压和最大负荷容量生成等效负荷电阻，其中当负荷容量最大时，所述等效负荷电阻与等效负荷基波感抗以及等效负荷基波容抗相等；根据电网额定电压和最小运行方式下的短路容量生成系统侧等效基波电抗；根据所述系统侧等效基波电抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的系统侧等效电抗；根据等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的负荷侧等效阻抗；
根据各谐波次数的所述系统侧等效电抗和所述负荷侧等效阻抗生成各谐波次数对应的第一设定阈值。7.一种光伏逆变器孤岛状态确定终端，其特征在于，包括：获取模块，获取光伏并网点的谐波数据和基波频率数据，所述谐波数据包括谐波电压数据；孤岛状态确定模块，根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。8.根据权利要求7所述的光伏逆变器孤岛状态确定终端，其特征在于，所述孤岛状态确定模块，包括：电压比值生成单元，根据每个设定次数谐波和所述谐波电压数据生成各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据；孤岛确认单元，根据各设定次数谐波的谐波前谐波电压数据与谐波后谐波电压数据，以及所述基波频率确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态。9.根据权利要求8所述的光伏逆变器孤岛状态确定终端，其特征在于，所述孤岛确认单元，包括：第一判断执行单元，执行第一判断，所述第一判断包括：判断各设定次数谐波的所述谐波前电压与谐波后电压比值是否均高于对应的第一设定阈值；第二判断执行单元，若是，则执行第二判断，所述第二判断包括：判断所述基波频率是否高于第二设定阈值；若在一设定时延之后所述第一判断和所述第二判断的结果均为是，则确定该光伏逆变器处于孤岛状态。10.根据权利要求8所述的光伏逆变器孤岛状态确定终端，其特征在于，所述谐波数据还包括谐波阻抗数据和谐波电容数据；所述光伏逆变器孤岛状态确定终端还包括：阻抗电容比生成模块，根据所述谐波阻抗数据和谐波电容数据生成阻抗电容比值；设定次数谐波生成模块，根据所述阻抗电容比值以及现场布线信息生成所述设定次数谐波。11.根据权利要求9所述的光伏逆变器孤岛状态确定终端，其特征在于，还包括：第一设定阈值生成模块，根据电网额定电压、最大负荷容量生成等效负荷电阻、最小运行方式下的短路容量、等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成所述第一设定阈值。12.根据权利要求11所述的光伏逆变器孤岛状态确定终端，其特征在于，所述第一设定阈值生成模块，包括：等效负荷电阻生成单元，根据电网额定电压和最大负荷容量生成等效负荷电阻，其中当负荷容量最大时，所述等效负荷电阻与等效负荷基波感抗以及等效负荷基波容抗相等；系统侧等效基波电抗生成单元，根据电网额定电压和最小运行方式下的短路容量生成系统侧等效基波电抗；系统侧等效电抗生成单元，根据所述系统侧等效基波电抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的系统侧等效电抗；负荷侧等效阻抗生成单元，根据等效负荷电阻、等效负荷基波感抗、等效负荷基波容
抗、各谐波次数以及电路向量虚部生成各谐波次数的负荷侧等效阻抗；第一设定阈值生成单元，根据各谐波次数的所述系统侧等效电抗和所述负荷侧等效阻抗生成各谐波次数对应的第一设定阈值。13.一种分布式光伏逆变器孤岛保护测试系统，其特征在于，包括：电网模拟器、光伏逆变器、孤岛状态产生模块以及如权利要求7-12任一项所述的光伏逆变器孤岛状态确定终端；所述电网模拟器用于模拟一电网；所述光伏逆变器和所述孤岛状态产生模块与所述电网模拟器耦接，进而电连接于所述电网；所述孤岛状态产生模块用于使所述光伏逆变器处于孤岛状态；所述光伏逆变器孤岛状态确定终端用于接收所述光伏逆变器处于孤岛状态时的电压数据和电流数据，以根据所述电压数据和电流数据对应的谐波数据确定所述光伏逆变器是否处于所述孤岛状态。14.根据权利要求13所述的分布式光伏逆变器孤岛保护测试系统，其特征在于，所述孤岛状态产生模块包括：断路器以及rlc可调负载，所述rlc可调负载通过调节rlc负载与所述光伏逆变器功率匹配，使所述断路器出口电流趋于零值；所述断路器用于在其出口电流趋于零时断开，进而形成所述孤岛状态。15.一种分布式光伏逆变器孤岛仿真系统，其特征在于，包括：仿真平台、仿真机以及如权利要求7-12任一项所述的光伏逆变器孤岛状态确定终端；所述仿真平台用于输出光伏逆变器组接入电网的模拟电流数据和模拟电压数据；所述光伏逆变器组包括多个光伏逆变器；所述仿真机根据所述模拟电流数据和所述模拟电压数据执行孤岛状态仿真，生成至少一个光伏逆变器处于孤岛状态时的仿真数据；所述光伏逆变器孤岛状态确定终端根据所述仿真数据确定处于孤岛状态的光伏逆变器。16.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现权利要求1至6任一项所述的光伏逆变器孤岛状态确定方法。17.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至6任一项所述的光伏逆变器孤岛状态确定方法。
技术总结本申请提供的一种光伏逆变器孤岛状态确定方法、终端及系统，其方法具体包括：获取光伏并网点的谐波数据和基波频率数据，所述谐波数据包括谐波电压数据；根据所述基波频率数据和至少一个设定次数谐波对应的谐波电压确定所述光伏逆变器是否处于孤岛状态；本申请通过光伏并网点的谐波电压数据和基波频率数据进行孤岛状态确认，以谐波电压检测为主、基波频率偏移为辅的孤岛检测判据，避免了电网存在的背景谐波波动较大场景时可能误判的问题，提高了孤岛判断的准确性。孤岛判断的准确性。孤岛判断的准确性。
技术研发人员：邵尹池 宗瑾 庞博 许鹏 吴林林 刘珅 陈璨 王枭枭 马原 龙飞 潘宇
受保护的技术使用者：国网冀北电力有限公司 国家电网有限公司
技术研发日：2022.06.29
技术公布日：2022/11/1
