CN101764413B - 一种大规模风电集中接入电网的系统仿真方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出了一种大规模风电集中接入电网的系统仿真方法，提出了大容量风电场的有效等值模式；基于大规模风电并网运行的特点，制定了能综合考虑风力发电的风资源特性、风力发电机动态响应特性及多风力发电机机型、风力发电机不同控制模式等差异性特点影响的大规模风电并网仿真分析原则；在此基础上构造了大规模风电集中接入电网的系统仿真评估的完整分析框架及流程。仿真分析结果表明，本发明所提出的大规模风电集中接入电网的系统仿真方法能较为全面及客观的计及大规模风电基地并网后由于其多风力发电机类型和响应特性差异性及风资源特性对电力系统动态特性的影响，准确评估风电并网对电力系统稳定运行造成的冲击和安全性瓶颈。这有利于调度运行人员准确把握大规模风电接入对系统特性的影响及其规律，对于指导制定相应的防范和改进措施，保证风电接入后系统的正常运行意义重大。

Description

一种大规模风电集中接入电网的系统仿真方法

技术领域

本发明属于电力系统的模拟与计算领域，以及可再生能源发电领域，具体涉及一种大规模风电集中接入电网的系统仿真方法。

背景技术

国外一些电力系统分析工具较早实现了风力发电机组的模拟，如PSS/E，DigSIlent等。国内长期以来缺少具有相应功能的计算工具，通过“十一五”期间风电机组建模研究，国内基本形成了实用的风电机组模型，并在软件中实现。但是，由于风电机类型较多，生产厂家众多，控制逻辑差别较大，目前国内外软件的风电机组建模工作对各类风电机组的覆盖均不够全面，对低电压穿越等新技术还缺乏准确模拟。

间歇性的风电可再生能源大规模并网后，由于其随机性和波动性，会引起电力系统运行模式发生较大的变化。比如旋转备用率，系统的调峰、调频服务安排等。另一方面，由于可再生能源自身的电力生产特点，大规模接入后也会对系统特性造成影响。比如，用风电大规模替代部分同步发电机组，系统的频率特性会发生变化。目前，多个风电装机比例较高的国家已经开始关注风电接入对电网频率稳定的影响。对于变速风电机组而言，由于其控制系统的控制作用使得变速风电机组转速与电网频率完全解耦，致使在电网频率发生改变时机组无法对电网提供频率响应，因此在电网频率改变时基于双馈电机的变速风电机组固有的惯量对电网表现成为一个“隐含惯量”，因此相应带来整个电网惯量的降低，在电网中发生功率缺额时，电网频率降低的变化率较高、频率跌落的幅度较大，不利于电网的频率稳定。因此，有必要深入分析可再生能源大规模接入后的系统有功、无功、频率、电压等动态特性的变化。国外的可再生能源发电目前的主流并网方式是分散式接入，而我国的可再生能源发电具有大规模集中接入、高电压远距离外送的特点。所以，关于可再生能源发电集中接入下的系统运行特性研究，基本上没有国外经验可以借鉴。

间歇式可再生能源大规模并网后，会给系统的运行控制增加难度。以风电为例，美国、德国、丹麦等国家，风电开发及并网运行较早，在风电场内部有功、无功控制理论以及装置研发等方面做了大量工作，取得了一定成绩。另外，并网运行后还在系统控制中心层面深入开展了针对风电的有功、无功自动控制以及调度技术的研发。

在电网扰动期间，可再生电源需要和电网进行协调配合，支撑电网安全。国外虽在支撑电网安全的可再生电源控制、保护等方面做了大量工作，取得了一定成果，但仍发生了电网故障时风电机组大面积脱网和无序并网的案例，如欧洲11.4大停电。作为环保能源，欧洲多数国家政府立法确保风电并网发电，但是由于风电出力的不可预测性，欧洲输电联盟(UCTE)电网正在承受着风电接入带来的越来越大的出力波动。本次事故前，因天气原因造成风电大发，导致系统重要断面潮流加重。事故发生后，低周地区大量风电机组跳闸，进一步加剧了系统功率缺额，而高周地区大量被切除的风电机组在系统频率恢复阶段自动并网，延缓了频率恢复过程，并造成系统潮流重新分布和部分断面功率越限。可见，针对故障期间可再生电源和电网的协调控制及保护方面还需进行更为深入和细致的研究。

发明内容

本发明的一种大规模风电集中接入电网的系统仿真方法的目的是要在开展大规模风电基地集中并网的仿真分析中，有效计及大规模风电基地风资源特性的叠加效应、大风电基地风力发电机类型各异、响应特性各异、控制和保护系统各异所带来的动态响应的差异性，准确评估风电并网对电力系统稳定运行造成的冲击和安全性瓶颈。为此需要解决以下一些问题：风电机组的准确建模、风电场的合理等值、适用于工程应用的风力发电机类型及其控制和保护系统差异性的有效评估、风电机组并网对系统动态特性影响的全面覆盖等。本发明针对上述问题首次明确提出了能综合考虑风力发电的风资源特性、风力发电机动态响应特性及多风力发电机机型、风力发电机不同控制模式等差异性特点影响的大规模风电并网仿真分析原则，基于该原则发展出了大规模风电集中接入电网的系统仿真评估的完整分析框架及流程，为风电基地的大规模并网提供了仿真分析的技术手段。以下将就本发明的技术内容进行具体描述：

本发明的一种大规模风电集中接入电网的系统仿真方法，其特征在于包括以下步骤：

(1)根据所需研究的大型风电基地的风力发电机装机特点选择多风力发电机的仿真模型：

其中，首先考虑所研究大型风电基地安装的风力发电机机型，所述风力发电机机型包括定速异步风力发电机、双馈式风力发电机和直驱式风力发电机等，其次考虑各类型风力发电机的装机额定容量，基于上述条件，建立并选择所需的风力发电机仿真模型及其相应的参数；

(2)确定大容量风电场的合理等值原则：

其中，基于电力系统的等值模拟原理，通过对比实际的多风力发电机风电场与等效的大容量风力发电机风电场的动态响应曲线，可将大容量风电场在稳态计算时用一定功率因数计算一定有功出力时的无功功率等效处理，动态计算采用单台大容量风电机组模拟等容量风电场；

对于风电场动态无功特性模拟按模拟等效后的等值风力发电机类型进行分别处理，具体原则如下：

(A)固定转速风电机组采用普通异步发电机，其动态特性基本与异步机相同，发出有功的同时吸收无功功率，且不具备无功调节能力；

(B)双馈变速风电机组通过变频器为转子提供励磁电流，具备调压能力，在发出有功功率的同时可调节无功功率，并根据系统的需要在一定范围内调节无功输出，考虑双馈变速风电机组所具有的两种运行模式：恒功率因数控制模式和恒电压控制模式。

对于风电场送出系统的等值，如有实际系统数据，则根据实际参数进行化简等值，如缺乏实际数据，则根据2006年9月实行的《风电场接入电网技术规定》(国家电网公司组织中国电力科学研究院编写并公开发表)中对主变压器的要求，同时风电送出系统按两级升压的典型配置进行近似模拟；

(3)大规模风电并网仿真分析原则的制定及等效分析：

其中，基于所制定的能有效计及风电的风资源特性、风力发电机动态响应特性及多风力发电机机型、风力发电机不同控制模式的差异性特点的大规模风电并网仿真分析，需要进行基于各风电场风资源特性相关性的累加效应减小分析、多风力发电机类型的合理模拟修正分析、风力发电机控制模式差异性的有效计及分析以及风力发电机保护配置差异性的全面覆盖分析；

(4)基于所建立的大规模风电集中接入电网的系统仿真评估的分析框架及流程，开展大规模风电集中接入电网的系统仿真评估分析。

其中，步骤(1)中所述多风力发电机的仿真模型包括：

①固定转速风力发电机模型

固定转速风力发电机模型的的基本环节包括四部分：风力机、异步发电机、桨距控制系统和风速，风力机模型包括起升速、连接和传动的机械装置：风力发电机叶片、以及轮毂、齿轮箱、传动轴和连轴器，桨距控制系统用于变桨距风力发电机，对于定桨距风力发电机，其叶片按失速效应设计，可根据风速的大小自动对风电功率进行调节；

②双馈风力发电机模型

双馈风力发电机模型的基本环节包括五部分：风力机、桨距控制系统、发电机及换流器、励磁控制系统和风速模型，上述模型中的风速模型与固定转速风力发电机模型一致；

③固定转速风力发电机及双馈风力发电机对应的风功率模型

固定转速风力发电机及双馈风力发电机对应的风功率模型的相关函数式如下：

$M_w=\left\{\begin{array}{cc}0& V_w<V_{\mathrm{in}}\\ C_P\&CenterDot;\frac{1}{2}\mathrm{\&rho;A}\frac{V_w^3}{\mathrm{\&Omega;}}\&CenterDot;\frac{{\mathrm{\&Omega;}}_N}{B_{\mathrm{MVA}}}\&times;{10}^{-6}& V_{\mathrm{in}}\&le;V_w<V_{\mathrm{out}}\\ 0& V_{\mathrm{out}}\&le;V_w\end{array}\right.---\left(1\right)$

$\frac{{\mathrm{dM}}_t}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_h}(M_w-M_t)---\left(2\right)$

M_m＝M_t    (3)

${\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_s=-(r_s+{\mathrm{jx}}^{\&prime;}){\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_s+{\stackrel{\&CenterDot;}{E}}^{\&prime;}---\left(4\right)$

$\left\{\begin{array}{c}\frac{\mathrm{ds}}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_j}(M_e-M_m)\\ \frac{{\mathrm{dE}}_x^{\&prime;}}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_{d0}^{\&prime;}}(-E_x^{\&prime;}+j(x-x^{\&prime;})I_{\mathrm{sy}}+2\mathrm{\&pi;}{f}_0{T}_{d0}^{\&prime;}{\mathrm{sE}}_y^{\&prime;})\\ \frac{{\mathrm{dE}}_y^{\&prime;}}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_{d0}^{\&prime;}}(-E_y^{\&prime;}-j(x-x^{\&prime;})I_{\mathrm{sx}}-2\mathrm{\&pi;}{f}_0{T}_{d0}^{\&prime;}{\mathrm{sE}}_x^{\&prime;})\end{array}\right.---\left(5\right)$

$M_e=-\mathrm{Re}\left[{\stackrel{\&CenterDot;}{E}}^{\&prime;}{\stackrel{\widehat{\&CenterDot;}}{I}}_s\right]/\mathrm{\&omega;}---\left(6\right)$

$\frac{\mathrm{d\&beta;}}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_B}({\mathrm{\&beta;}}_c-\mathrm{\&beta;})---\left(7\right)$

$\frac{\mathrm{dX}}{\mathrm{dt}}=k_{\mathrm{pi}}(P_s-P_{\mathrm{ref}})---\left(8\right)$

β_c＝k_ωV_w+k_pp(P_s-P_ref)+X    (9)

式中：

M_w为叶片输出转矩的标幺值(p.u.)；ρ为空气密度(kg/m³)；Ω为风力机的机械转速(rad/s)；A＝πR²，为风力机叶片的扫风面积，R为风轮机半径(m)；V_in、V_out分别为风力机的切入风速和切出风速(m/s)；Ω_N与B_MVA分别为风力机额定的机械角速度(rad/s)和系统基准容量(MVA)；

C_p是风力机的风能利用系数，即单位时间内风力机所吸收的风能与通过叶片旋转面的全部风能之比，按照贝兹理论，C_p最大值为0.593，它与风力机的叶尖速比λ和桨距角β有关，在动态仿真中，将其表示为λ和β的非线性函数，即C_P＝f(λ，β)，其中，风力机叶片顶端线速度与风速之比λ＝ΩR/V_w；

M_t为轮毂转矩(p.u)；M_w为叶片转矩(p.u)；T_h为时滞效应的时间常数(s)，M_m为输入到发电机侧做功的机械转矩(p.u)；

r_s分别为定子电压、电流和电阻(p.u)； $x^{\&prime;}=x_s+\frac{x_r{x}_m}{x_r+x_m}$ 为等效暂态电抗(p.u)；x_s、x_r、x_m分别为定子漏抗、转子漏抗和激磁电抗(p.u)；

M_e为发电机的电磁转矩；M_m是输入到发电机侧的机械转矩；T_j为惯性时间常数。滑差s沿用电动机惯例的定义，即 $s=\frac{{\mathrm{\&omega;}}_0-{\mathrm{\&omega;}}_r}{{\mathrm{\&omega;}}_0},$ 在作发电机运行时s为负值； $T_{d0}^{\&prime;}=\frac{x_r+x_m}{2\mathrm{\&pi;}{f}_0{r}_r}$ 为定子绕组开路时转子绕组时间常数(s)；E′_x和E′_y分别为暂态电势

的实部和虚部；I_sx和I_sy分别为定子电流

的实部和虚部；x＝x_s+x_m；

Re(·)为取实部；ω为电角速度(p.u)；

X为积分环节引入的中间状态变量；τ为控制器伺服机构时间常数(s)；k_w、k_pi、k_pp为控制器参数；P_s和P_ref分别为风力发电机组输出有功和给定的参考有功(p.u)。

其中，步骤(2)中确定大容量风电场的合理等值的原则包括：

采用如下等值原则：稳态计算用一定功率因数计算一定有功出力时的无功功率，动态计算采用单台大容量风电机组模拟等容量风电场中的多台风电机组，

对于风电场的动态无功特性及风电场的送出系统的模拟，采用如下模拟原则：

(1)风电场的动态无功特性模拟

固定转速风电机组采用普通异步发电机，其动态特性基本与异步机相同，发出有功的同时吸收无功功率，且不具备无功调节能力，

双馈变速风电机组通过变频器为转子提供励磁电流，具备调压能力，在发出有功功率的同时可调节无功功率，并可根据系统的需要在一定范围内调节无功输出，

双馈变速风电机组具有两种运行模式，恒功率因数控制模式和恒电压控制模式，

此外，双馈风电机组在低电压穿越过程中，发电机转子短接，其结构和特性与普通异步电机相当，从系统中吸收无功功率；

(2)风电场送出系统的模拟

风电机组机端电压690V，经两级升压后通过110kV或220或330kV线路送出，两级升压主变压器分别为：

第一级升压变690V/35kV或690V/10kV：设4级分接头，阻抗百分比设置为6.5％，调压形式为无励磁调压；

第二级升压变35kV/345kV或35kV/220kV或10kV/110kV：设8级分接头，阻抗百分比设置为14％，调压形式为有励磁调压。

其中，所述步骤(3)中大规模风电并网仿真分析原则的制定及等效分析，其中能有效计及风电的风资源特性、风力发电机动态响应特性及多风力发电机机型、风力发电机不同控制模式等差异性特点的大规模风电并网仿真分析原则为：

基于各风电场风资源特性相关性的累加效应减小原则；多风力发电机类型的合理模拟修正原则；风力发电机控制模式差异性的有效计及原则；风力发电机保护配置差异性的全面覆盖原则。

其中所述基于各风电场风资源特性相关性的累加效应减小原则为：

由于风电场出力的随机性、风电场和风电机组分布的分散性，必须基于风电场的气象数据w，研究风电场的相关性问题，确定风电场风资源特性相关性的累加效应减小函数F(w)的功率输出特性，为电力系统计算提供依据；

其中，所述多风力发电机类型的合理模拟修正原则为：

一是确定需要修正的仿真计算环节，二是针对所进行的仿真分析，以适度偏保守目标函数选择大权重影响因素精确模拟、极值包含等方法进行修正，确定多风力发电机类型的合理模拟修正函数 $H(x_1,x_2,x_3,...,x_n)\left\{\begin{array}{c}\min \left(\right)\\ h(x_1,x_2,x_3,...,x_n)\\ \max \left(\right)\end{array}\right.$ 的输出，其中x₁，x₂，x₃，...，x_n为多风力发电机类型的合理模拟修正的强影响因数。

其中，所述风力发电机控制模式差异性的有效计及原则为：

一是确定需要着重模拟的仿真计算环节，二是针对所进行的仿真分析，以适度偏保守目标函数选择大权重影响因素精确模拟、极值包含等方法进行修正，确定风力发电机控制模式差异性的有效计及函数 $G(y_1,y_2,y_3,...,y_n)\left\{\begin{array}{c}\min \left(\right)\\ g(y_1,y_2,y_3,...,y_n)\\ \max \left(\right)\end{array}\right.$ 的输出，其中y₁，y₂，y₃，...，y_n为风力发电机控制模式差异性的有效计及中的强影响因数。

其中，所述风力发电机保护配置差异性的全面覆盖原则为：

在故障期间风电机组的特性按两种情况考虑，一种是恒电压控制模式，即始终能够发出无功功率，另一种是恒功率因数控制模式，即暂态过程中按正常运行时功率因数发出无功功率。

其中，所述步骤(4)基于所建立的大规模风电集中接入电网的系统仿真评估的分析框架及流程为：

在建立了所需分析的风电基地的多风力发电机类型的仿真模型，并根据实际情况，确定了大容量风电场的合理等值方法后，从而可基于能有效计及风电的风资源特性、风力发电机动态响应特性及多风力发电机机型、风力发电机不同控制模式等差异性特点的大规模风电并网仿真分析原则，开展大规模风电集中接入电网的系统仿真评估分析。

本发明的有益效果是：

本发明所提的大规模风电集中接入电网的系统仿真方法可以充分考虑到大规模风电基地的特点，实现多风电机组类型的准确建模、大型风电场的合理等值、适用于工程应用的风力发电机类型及其控制和保护系统差异性的有效评估、风电机组并网对系统动态特性影响的全面覆盖等。和已有风电并网分析的系统仿真分析方法相比，本发明所提方法能较为全面及客观的计及大规模风电基地并网后由于其多风力发电机类型和响应特性差异性及风资源特性对电力系统动态特性的影响，准确评估风电并网对电力系统稳定运行造成的冲击和安全性瓶颈。这有利于调度运行人员准确把握大规模风电接入对系统特性的影响及其规律，对于指导制定相应的防范和改进措施，保证风电接入后系统的正常运行意义重大。

附图说明

为了使本发明的内容被更清楚的理解，并便于具体实施方式的描述，下面给出与本发明相关的附图说明如下：

图1是依据本发明的固定转速风力发电系统结构示意图；

图2是依据本发明的双馈风电机组动态模型框图；

图3是依据本发明的某风电基地(A)实际出力概率分布；

图4低电压穿越能力曲线；

图5双馈变速风电机组低电压穿越模型；

图6仿真计算的低电压穿越曲线；

图7大规模风电集中接入电网的系统仿真评估的分析算法流程。

具体实施方式

下面是本发明的一个优选实施例，以下结合本附图对本发明实现的技术方案做进一步说明。

1.多风力发电机类型的仿真模型

(1)固定转速风力发电机模型

固定转速风力发电系统的模型框图如附图1所示，风速作用在风力机叶片上产生转矩，该转矩驱动轮毂转动。为了达到异步发电机所要求的速度，必须通过齿轮箱进行变速，提高风力机的转速。通过齿轮箱高速轴、刹车盘和联轴器再与异步发电机转子相联。异步发电机输出有功同时还要从机端电容器组和电网吸收一定的无功作为激磁。为了尽可能地减小风电功率的波动，变桨距风力发电机组还配备有桨距角控制系统，通过测量风速和比较输出功率来改变叶片的桨距角，实现对风力发电机组输出功率的调节和控制。其数学模型的基本环节包括四部分：风力机、异步发电机、桨距控制系统和风速。

风力机模型包括风力发电机叶片、以及轮毂、齿轮箱、传动轴和连轴器等起升速、连接和传动的机械装置。桨距控制系统用于变桨距风力发电机，对于定桨距风力发电机，其叶片按失速效应设计，可根据风速的大小自动对风电功率进行调节，没有桨距控制系统，其它与变浆距风力发电机组类似。

(2)双馈风力发电机模型

双馈风力发电机模型框图如附图2所示，该风电机组带有交流励磁系统，动态模型框图主要包括发电机、换流器模块，电气控制模块，涡轮机及其控制模块。其对应的数学模型基本环节包括五部分：风力机、桨距控制系统、发电机及换流器、励磁控制系统、风速。上述模型中风速模型与固定转速风电机组一致。

(3)固定转速风力发电机及双馈风力发电机对应的风功率模型

固定转速风力发电机及双馈风力发电机对应的风功率模型的相关函数式如下：

$M_w=\left\{\begin{array}{cc}0& V_w<V_{\mathrm{in}}\\ C_P\&CenterDot;\frac{1}{2}\mathrm{\&rho;A}\frac{V_w^3}{\mathrm{\&Omega;}}\&CenterDot;\frac{{\mathrm{\&Omega;}}_N}{B_{\mathrm{MVA}}}\&times;{10}^{-6}& V_{\mathrm{in}}\&le;V_w<V_{\mathrm{out}}\\ 0& V_{\mathrm{out}}\&le;V_w\end{array}\right.---\left(1\right)$

$\frac{{\mathrm{dM}}_t}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_h}(M_w-M_t)---\left(2\right)$

M_m＝M_t    (3)

${\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_s=-(r_s+{\mathrm{jx}}^{\&prime;}){\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_s+{\stackrel{\&CenterDot;}{E}}^{\&prime;}---\left(4\right)$

$\left\{\begin{array}{c}\frac{\mathrm{ds}}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_j}(M_e-M_m)\\ \frac{{\mathrm{dE}}_x^{\&prime;}}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_{d0}^{\&prime;}}(-E_x^{\&prime;}+j(x-x^{\&prime;})I_{\mathrm{sy}}+2\mathrm{\&pi;}{f}_0{T}_{d0}^{\&prime;}{\mathrm{sE}}_y^{\&prime;})\\ \frac{{\mathrm{dE}}_y^{\&prime;}}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_{d0}^{\&prime;}}(-E_y^{\&prime;}-j(x-x^{\&prime;})I_{\mathrm{sx}}-2\mathrm{\&pi;}{f}_0{T}_{d0}^{\&prime;}{\mathrm{sE}}_x^{\&prime;})\end{array}\right.---\left(5\right)$

$M_e=-\mathrm{Re}\left[{\stackrel{\&CenterDot;}{E}}^{\&prime;}{\stackrel{\widehat{\&CenterDot;}}{I}}_s\right]/\mathrm{\&omega;}---\left(6\right)$

$\frac{\mathrm{d\&beta;}}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_B}({\mathrm{\&beta;}}_c-\mathrm{\&beta;})---\left(7\right)$

$\frac{\mathrm{dX}}{\mathrm{dt}}=k_{\mathrm{pi}}(P_s-P_{\mathrm{ref}})---\left(8\right)$

β_c＝k_ωV_w+k_pp(P_s-P_ref)+X    (9)

式中：

M_w为叶片输出转矩的标幺值(p.u.)；ρ为空气密度(kg/m³)；Ω为风力机的机械转速(rad/s)；A＝πR²，为风力机叶片的扫风面积，R为风轮机半径(m)；V_in、V_out分别为风力机的切入风速和切出风速(m/s)；Ω_N与B_MVA分别为风力机额定的机械角速度(rad/s)和系统基准容量(MVA)。

C_p是风力机的风能利用系数，即单位时间内风力机所吸收的风能与通过叶片旋转面的全部风能之比。按照贝兹理论，C_p最大值为0.593。它与风力机的叶尖速比λ(风力机叶片顶端线速度与风速之比λ＝ΩR/V_w)和桨距角β有关，在动态仿真中，将其表示为λ和β的非线性函数，即C_P＝f(λ，β)。

M_t为轮毂转矩(p.u)；M_w为叶片转矩(p.u)；T_h为时滞效应的时间常数(s)，M_m为输入到发电机侧做功的机械转矩(p.u)。

r_s分别为定子电压、电流和电阻(p.u)； $x^{\&prime;}=x_s+\frac{x_r{x}_m}{x_r+x_m}$ 为等效暂态电抗(p.u)；x_s、x_r、x_m分别为定子漏抗、转子漏抗和激磁电抗(p.u)。

M_e为发电机的电磁转矩；M_m是输入到发电机侧的机械转矩；T_j为惯性时间常数。滑差s沿用电动机惯例的定义，即 $s=\frac{{\mathrm{\&omega;}}_0-{\mathrm{\&omega;}}_r}{{\mathrm{\&omega;}}_0},$ 在作发电机运行时s为负值； $T_{d0}^{\&prime;}=\frac{x_r+x_m}{2\mathrm{\&pi;}{f}_0{r}_r}$ 为定子绕组开路时转子绕组时间常数(s)；E′_x和E′_y分别为暂态电势的实部和虚部；I_sx和I_sy分别为定子电流

的实部和虚部；x＝x_s+x_m。

Re(·)为取实部；ω为电角速度(p.u)。

X为积分环节引入的中间状态变量；τ为控制器伺服机构时间常数(s)；k_w、k_pi、k_pp为控制器参数；P_s和P_ref分别为风力发电机组输出有功和给定的参考有功(p.u)。

2.大容量风电场的合理等值

一般一个风电场由多台风电机组构成，如200MW的风电场，需要安装600kW的固定转速风电机组334台，或者安装1.5MW的变速风电机组134台，以详细拓扑结构和风电机组模型模拟风电场困难。根据已有研究成果，用单台大容量风电机组代替等容量风电场在技术上是可行的。此处主要是建立适用于工程应用的大规模风电集中接入条件下的大容量风电场的等值方法。根据等值分析及对比分析。本发明采用如下等值原则：稳态计算用一定功率因数计算一定有功出力时的无功功率，动态计算采用单台大容量风电机组模拟等容量风电场。

对于风电场的动态无功特性及风电场的送出系统的模拟，采用如下模拟原则。

(1)风电场的动态无功特性模拟

固定转速风电机组采用普通异步发电机，其动态特性基本与异步机相同，发出有功的同时吸收无功功率，且不具备无功调节能力。

双馈变速风电机组通过变频器为转子提供励磁电流，具备调压能力，在发出有功功率的同时可以调节无功功率，并可根据系统的需要在一定范围内调节无功输出。

双馈变速风电机组一般有两种运行模式，恒功率因数控制模式和恒电压控制模式。

目前国内双馈风电机组功率因数基本可以满足《风电场接入电网技术规定》要求，但无功控制模式一般为恒功率因数控制，运行前设定功率因数，运行过程中不能改变功率因数，暂态过程中的控制策略也是保持功率因数不变。

此外，双馈风电机组在低电压穿越过程中，发电机转子短接，其结构和特性与普通异步电机相当，从系统中吸收无功功率。

(2)风电场送出系统的模拟

根据《风电场接入电网技术规定》，“风电场变电站的主变压器宜采用有载调压变压器。分接头切换可手动控制或自动控制，根据电网调度部门的指令进行调整。”

风电机组机端电压690V，经两级升压后通过110kV或220或330kV线路送出，两级升压主变分别为：

690V/35kV±2×2.5％，阻抗百分比考虑为6.5％，调压形式为无励磁调压；

35kV/345kV±8×1.25％，阻抗百分比考虑为14％，调压形式为有励磁调压。

690V/35kV±2×2.5％，阻抗百分比考虑为6.5％，调压形式为无励磁调压；

35kV/220kV±8×1.25％，阻抗百分比考虑为14％，调压形式为有励磁调压。

690V/10kV±2×2.5％，阻抗百分比考虑为6.5％，调压形式为无励磁调压；

10kV/110kV±8×1.25％，阻抗百分比考虑为14％，调压形式为有励磁调压。

3.能有效计及风电的风资源特性、风力发电机动态响应特性及多风力发电机机型、风力发电机不同控制模式等差异性特点的大规模风电并网仿真分析原则

大规模风电基地地域范围具有一定的分散性，各风电场的风资源特性具有一定的相关性，同时大规模风电基地包含的风电机组数目众多、生产厂家各不相同，从而导致风力发电机机型、风力发电机控制模式、风力发电机保护配置和风力发电机的动态响应特性具有差异性。如何有效评估上述因素的影响对于大规模风电并网仿真分析结果的合理性至关重要。本发明制定的能考虑上述因素的大规模风电并网仿真分析原则包括四点内容：基于各风电场风资源特性相关性的累加效应减小原则；多风力发电机类型的合理模拟修正原则；风力发电机控制模式差异性的有效计及原则；风力发电机保护配置差异性的全面覆盖原则。具体说明如下。

(1)基于各风电场风资源特性相关性的累加效应减小原则

风电场与常规发电厂有很大的不同，首先风电场的出力受它的原动力风的影响，是随机波动的，在大多数情况下，其出力低于它的额定容量；其次，一个地区可能有多个风电场，即一个地区风电场的分布是分散的；第三，一个风电场往往由数十台、上百台甚至数百台风电机组组成，即风电场的风电机组的分布是分散的。由于风电场出力的随机性、风电场和风电机组分布的分散性，有必要基于风电场的气象数据w，研究风电场的相关性问题，确定风电场风资源特性相关性的累加效应减小函数F(w)的功率输出特性，为电力系统计算提供依据。

根据实测数据，以某具体百万千瓦风电基地A为例，该风电基地“十一五”总装机容量5160MW，实际出力表见附图3所示。根据图示数据分析可知，该风电基地实际出力大于装机容量63％的频率为5％，即该风电基地实际出力小于装机容量的63％的频率为95％，因此，在暂态计算中可以将A地区风电场出力可按该同时率决定的功率处理。另外，同一地区，不同风电场之间的同时率主要取决于不同风电场风速的相关性。若各风电场风速能在同一时刻达到或超过风电机组的额定风速，则可认为风电场之间的同时率为1。上述具体数值的选择均应基于风电基地的相关实测数据通过相关性分析计算得到。

(2)多风力发电机类型的合理模拟修正原则

目前各风电场中风电机类型较多，生产厂家众多，控制逻辑差别较大，尤其在大规模风电基地中，该问题更为明显。国内外软件的风电机组建模工作对各类风电机组的覆盖均不够全面。在大规模风电基地的并网分析中，如何对多种风力发电机类型动态特性的差异性进行合理模拟和修正非常重要。不同的仿真分析内容，多风力发电机类型动态特性的差异性的影响不尽相同，在具有强相关性影响的分析中需要着重考虑其合理模拟和修正问题，在相关性较弱或基本解耦的分析中可以不考虑其修正问题。因此多风力发电机类型的合理模拟修正包含两部分内容，一是确定需要修正的仿真计算环节、二时针对所进行的仿真分析，以适度偏保守目标函数选择大权重影响因素精确模拟、极值包含等方法进行修正，确定多风力发电机类型的合理模拟修正函数 $H(x_1,x_2,x_3,...,x_n)\left\{\begin{array}{c}\min \left(\right)\\ h(x_1,x_2,x_3,...,x_n)\\ \max \left(\right)\end{array}\right.$ 的输出，其中x₁，x₂，x₃，...，x_n为多风力发电机类型的合理模拟修正的强影响因数。

(3)风力发电机控制模式差异性的有效计及原则

风电场中不仅风力发电机类型较多，且同一机型的风电机也存在不同的控制模式，如目前主流应用的双馈式风电机组可以运行在恒电压控制及恒功率因数控制模式，在双馈机的恒电压控制模式中，风力发电机机端控制电压的设定值也可在0.97至1.03标幺值范围内，而双馈机的恒功率因数控制模式中，功率因数也可根据需要在-0.97至0.97的范围内变动。因此在大规模风电基地的并网分析中，如何对风力发电机控制模的差异性和不确定性对仿真结果的影响进行有效计及非常重要。不同的仿真分析内容，风力发电机控制模的差异性和不确定性的影响不尽相同，在具有强相关性影响的分析中需要着重考虑其合理模拟问题，在相关性较弱或基本解耦的分析中可以不考虑其模拟问题。因此风力发电机控制模式差异性的有效计及包含两部分内容，一是确定需要着重模拟的仿真计算环节、二时针对所进行的仿真分析，以适度偏保守目标函数选择大权重影响因素精确模拟、极值包含等方法进行修正，确定风力发电机控制模式差异性的有效计及函数 $G(y_1,y_2,y_3,...,y_n)\left\{\begin{array}{c}\min \left(\right)\\ g(y_1,y_2,y_3,...,y_n)\\ \max \left(\right)\end{array}\right.$ 的输出，其中y₁，y₂，y₃，...，y_n为风力发电机控制模式差异性的有效计及中的强影响因数。

(4)风力发电机保护配置差异性的全面覆盖原则

以风力发电机的低电压穿越能力为例说明风力发电机保护配置差异性的全面覆盖原则。

低电压穿越能力是指风电场/风电机组在电压发生降低时能够维持并网运行的能力。不同国家或机构对此的要求不尽相同，我国《风电场接入电力系统技术规定》中，提出的风电场低电压穿越能力如附图4所示。

风电机组低电压穿越模型如附图5所示，图中英文标示的中文含义如下，Stator sideconverter：定子侧转换器；DC bus：直流母线；Rotor side converter：转子侧转换器；Small resistor：小电阻；Active crowbar：主动式消弧电路；Fully controllable semiconductor switch(IGBT)：完全可控半导体开关。由图可知，故障情况下，电压跌落，当转子电流或直流母线电压升高超过槛值时，穿越功能启动。为了保护变流器，crowbar晶闸管导通，转子侧逆变器的所有晶闸管关闭，转子电流转移至crowbar。60～100毫秒后暂态过程衰减，转子逆变器可以重新启动控制，crowbar晶闸管关闭。转子侧逆变器将在电压跌落开始后80～150毫秒后启动，在电压跌落200～400毫秒后发电机电流可以达到额定值。

可见，系统扰动引起的风电机组低电压穿越过程中，发电机转子短接，其特相当于普通异步机，风电机组一方面有功功率将降低，另一方面将从系统中吸收无功功率，扰动清除后200～400毫秒才能恢复正常，而在此期间若系统无功支撑能力不足，电压不能恢复至正常水平，有可能导致电压水平下降，即使其后风电机组重新提供无功，电压水平也存在不能恢复的可能。

目前主流的仿真程序中，双馈变速风电机组仿真模型中未包含低电压穿越功能，目前还不具备仿真能力，但通过分析，可以近似计算使风电机组具备如附图6的特性，在故障期间风电机组的特性按两种情况考虑，一种是恒电压控制模式，即始终能够发出无功功率，另一种是恒功率因数控制模式，即暂态过程中按正常运行时功率因数发出无功功率。本发明所提的计算分析流程均考虑了两种模式下风电机组的特性。

4.大规模风电集中接入电网的系统仿真评估的分析框架及流程

在建立了所需分析的风电基地的多风力发电机类型的仿真模型，并根据实际情况，确定了大容量风电场的合理等值方法后，即可基于3.能有效计及风电的风资源特性、风力发电机动态响应特性及多风力发电机机型、风力发电机不同控制模式等差异性特点的大规模风电并网仿真分析原则，开展大规模风电集中接入电网的系统仿真评估分析，其相应的算法流程及框架如附图7所示。

实施例1

(1)根据所需研究的大型风电基地的风力发电机装机特点选择多风力发电机的仿真模型，

对于本实施例，经调研分析可知，所研究的大型风电基地已建成风电机组中存在固定转速风电机组，而规划建设的大部分风电机组类型为双馈变速风电机组，直驱风电机组所占比例基本没有，因而选择固定转速风电机组和双馈变速风电机组的仿真模型及其对应的参数研究其接入电网的稳定性。

(2)大容量风电场的合理等值；

对于本实施例，基于电力系统的等值模拟原理，通过对比实际的多风力发电机风电场与等效的大容量风力发电机风电场的动态响应曲线差异比较，推论用单台大容量风电机组代替等容量风电场在技术上是可行的。具体等效操作为稳态计算时风电场用一定功率因数计算一定有功出力时的无功功率，动态计算采用单台大容量风电机组模拟等容量风电场。风电场动态无功特性模拟按模拟等效后的等值风力发电机类型进行分别处理。具体如下：(1)固定转速风电机组采用普通异步发电机，其动态特性基本与异步机相同，发出有功的同时吸收无功功率，且不具备无功调节能力；(2)双馈变速风电机组通过变频器为转子提供励磁电流，具备调压能力，在发出有功功率的同时可以调节无功功率，并可根据系统的需要在一定范围内调节无功输出。双馈变速风电机组一般有两种运行模式，恒功率因数控制模式和恒电压控制模式。

对于风电场送出系统的等值，由于缺乏实际数据，则根据《风电场接入电网技术规定》中的要求，主变压器采用有载调压变压器。分接头切换可手动控制或自动控制。风电机组机端电压690V，经两级升压后通过110kV或330kV线路送出，两级升压主变分别为：

690V/35kV±2×2.5％，阻抗百分比考虑为6.5％，调压形式为无励磁调压；

35kV/345kV±8×1.25％，阻抗百分比考虑为14％，调压形式为有励磁调压。

690V/10kV±2×2.5％，阻抗百分比考虑为6.5％，调压形式为无励磁调压；

10kV/110kV±8×1.25％，阻抗百分比考虑为14％，调压形式为有励磁调压。

(3)大规模风电并网仿真分析原则的制定及等效分析

其中，基于所制定的能有效计及风电的风资源特性、风力发电机动态响应特性及多风力发电机机型、风力发电机不同控制模式等差异性特点的大规模风电并网仿真分析原则，需进行基于各风电场风资源特性相关性的累加效应减小分析、多风力发电机类型的合理模拟修正分析、风力发电机控制模式差异性的有效计及分析以及风力发电机保护配置差异性的全面覆盖分析。

根据本实施例的相关气象资料，所研究的风电基地“十一五”总装机容量5160MW，实际最大出力3276MW。实际出力如下所示。

表  大型风电基地“十一五”装机实际出力表

频率(％)	实际出力(MW)
		5	3271
10	3017
		15	2796
20	2597
		25	2367
30	2085
		35	1756
40	1465
		45	1209
50	1006
		55	820
60	690

65	555
		70	436
75	330
		80	243
85	168
		90	97
95	36

基于上表数据进行分析可知，该地区风电场实际出力大于装机容量63％的概率小于5％，即酒泉地区风电场实际出力小于装机容量的63％的频率为95％，因此，在暂态计算中可以将该地区风电场出力定为3276MW。

另外，同一地区，不同风电场之间的同时率主要取决于不同风电场风速的相关性。若各风电场风速能在同一时刻达到或超过风电机组的额定风速，则可认为风电场之间的同时率为1。

(4)基于所建立的大规模风电集中接入电网的系统仿真评估的分析框架及流程，采用电力系统相关仿真计算程序(如BPA等)开展大规模风电集中接入电网的系统仿真评估分析。

对于本实施例，基于2010年规划网架及2015年目标网架及相关电网边界条件，对大规模风电基地接入后电网的功角稳定、电压稳定、输电能力、频率稳定、短路电流、风电与直流的相互影响等诸多问题进行仿真研究。仿真分析结果表明，本发明所提出的大规模风电集中接入电网的系统仿真方法能较为全面及客观的计及大规模风电基地并网后由于其多风力发电机类型和响应特性差异性及风资源特性对电力系统动态特性的影响，准确评估风电并网对电力系统稳定运行造成的冲击和安全性瓶颈。

上面通过特别的实施例内容描述了本发明，但是本领域技术人员还可意识到变型和可选的实施例的多种可能性，例如，通过组合和/或改变单个实施例的特征。因此，可以理解的是这些变型和可选的实施例将被认为是包括在本发明中，本发明的范围仅仅被附上的发明权利要求书及其同等物限制。

Claims (9)

1.一种大规模风电集中接入电网的系统仿真方法，其特征在于包括以下步骤：

(1)根据所需研究的大型风电基地的风力发电机装机特点选择多风力发电机的仿真模型：

其中，首先考虑所研究大型风电基地安装的风力发电机机型，所述风力发电机机型包括定速异步风力发电机、双馈式风力发电机和直驱式风力发电机，其次考虑各类型风力发电机的装机额定容量，基于上述条件，建立并选择所需的风力发电机仿真模型及其相应的参数；

(2)确定大容量风电场的合理等值原则：

其中，基于电力系统的等值模拟原理，通过对比实际的多风力发电机风电场与等效的大容量风力发电机风电场的动态响应曲线，可将大容量风电场在稳态计算时用一定功率因数计算一定有功出力时的无功功率等效处理，动态计算采用单台大容量风电机组模拟等容量风电场；

对于风电场动态无功特性模拟按模拟等效后的等值风力发电机类型进行分别处理，具体原则如下：

(A)固定转速风电机组采用普通异步发电机，其动态特性基本与异步机相同，发出有功的同时吸收无功功率，且不具备无功调节能力；

(B)双馈变速风电机组通过变频器为转子提供励磁电流，具备调压能力，在发出有功功率的同时可调节无功功率，并根据系统的需要在一定范围内调节无功输出，考虑双馈变速风电机组所具有的两种运行模式：恒功率因数控制模式和恒电压控制模式；

对于风电场送出系统的等值，如有实际系统数据，则根据实际参数进行化简等值，如缺乏实际数据，则根据国家电网公司的《风电场接入电网技术规定》中对主变压器的要求，同时风电送出系统按两级升压的典型配置进行近似模拟；

(3)大规模风电并网仿真分析原则的制定及等效分析：

其中，基于所制定的能有效计及风电的风资源特性、风力发电机动态响应特性及多风力发电机机型、风力发电机不同控制模式的差异性特点的大规模风电并网仿真分析，需要进行基于各风电场风资源特性相关性的累加效应减小分析、多风力发电机类型的合理模拟修正分析、风力发电机控制模式差异性的有效计及分析以及风力发电机保护配置差异性的全面覆盖分析；

(4)基于所建立的大规模风电集中接入电网的系统仿真评估的分析框架及流程，开展大规模风电集中接入电网的系统仿真评估分析。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于：

步骤(1)中所述多风力发电机的仿真模型包括：

①固定转速风力发电机模型

固定转速风力发电机模型的的基本环节包括四部分：风力机、异步发电机、桨距控制系统和风速，风力机模型包括起升速、连接和传动的机械装置：风力发电机叶片、以及轮毂、齿轮箱、传动轴和连轴器，桨距控制系统用于变桨距风力发电机，对于定桨距风力发电机，其叶片按失速效应设计，可根据风速的大小自动对风电功率进行调节；

②双馈风力发电机模型

双馈风力发电机模型的基本环节包括五部分：风力机、桨距控制系统、发电机及换流器、励磁控制系统和风速模型，所述风速模型与固定转速风力发电机模型一致；

③固定转速风力发电机及双馈风力发电机对应的风功率模型

固定转速风力发电机及双馈风力发电机对应的风功率模型的相关函数式如下：

$M_w=\left\{\begin{array}{cc}0& V_w<V_{\mathrm{in}}\\ C_p\&CenterDot;\frac{1}{2}\mathrm{\&rho;A}\frac{V_w^3}{\mathrm{\&Omega;}}\&CenterDot;\frac{{\mathrm{\&Omega;}}_N}{B_{\mathrm{MVA}}}\&times;{10}^{-6}& V_{\mathrm{in}}\&le;V_w<V_{\mathrm{out}}\\ 0& V_{\mathrm{out}}\&le;V_w\end{array}\right.---\left(1\right)$

$\frac{{\mathrm{dM}}_t}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_h}(M_w-M_t)---\left(2\right)$

M_m＝M_t    (3)

${\stackrel{\&CenterDot;}{U}}_s=-(r_s+{\mathrm{jx}}^{\&prime;}){\stackrel{\&CenterDot;}{I}}_s+{\stackrel{\&CenterDot;}{E}}^{\&prime;}---\left(4\right)$

$\left\{\begin{array}{c}\frac{\mathrm{ds}}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_j}(M_e-M_m)\\ \frac{{\mathrm{dE}}_x^{\&prime;}}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_{d0}^{\&prime;}}(-E_x^{\&prime;}+j(x-x^{\&prime;})I_{\mathrm{sy}}+2\mathrm{\&pi;}{f}_0{T}_{d0}^{\&prime;}s{E}_y^{\&prime;})\\ \frac{{\mathrm{dE}}_y^{\&prime;}}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_{d0}^{\&prime;}}(-E_y^{\&prime;}-j(x-x^{\&prime;})I_{\mathrm{sx}}-2\mathrm{\&pi;}{f}_0{T}_{d0}^{\&prime;}s{E}_x^{\&prime;})\end{array}\right.---\left(5\right)$

$M_e=-\mathrm{Re}\left[{\stackrel{\&CenterDot;}{E}}^{\&prime;}{\stackrel{\widehat{\&CenterDot;}}{I}}_s\right]/\mathrm{\&omega;}---\left(6\right)$

$\frac{\mathrm{d\&beta;}}{\mathrm{dt}}=\frac{1}{T_B}({\mathrm{\&beta;}}_c-\mathrm{\&beta;})---\left(7\right)$

$\frac{\mathrm{dX}}{\mathrm{dt}}=k_{\mathrm{pi}}(P_s-P_{\mathrm{ref}})---\left(8\right)$

${\mathrm{\&beta;}}_c=k_{\mathrm{\&omega;}}{V}_w+k_{\mathrm{pp}}(P_s-P_{\mathrm{ref}})+X---\left(9\right)$

式中：

M_w为叶片输出转矩的标幺值(p.u.)；ρ为空气密度(kg/m³)；Ω为风力机的机械转速(rad/s)；A＝πR²，为风力机叶片的扫风面积，R为风轮机半径(m)；V_w为风速；V_in、V_out分别为风力机的切入风速和切出风速(m/s)；Ω_N与B_MVA分别为风力机额定的机械角速度(rad/s)和系统基准容量(MVA)；

C_p是风力机的风能利用系数，即单位时间内风力机所吸收的风能与通过叶片旋转面的全部风能之比，按照贝兹理论，C_p最大值为0.593，它与风力机的叶尖速比λ和桨距角β有关，在动态仿真中，将其表示为λ和β的非线性函数，即C_P＝f(λ，β)，其中，风力机叶片顶端线速度与风速之比λ＝ΩR/V_w；

M_t为轮毂转矩(p.u)；T_h为时滞效应的时间常数(s)，M_m为输入到发电机侧做功的机械转矩(p.u)；

r_s分别为定子电压、电流和电阻(p.u)；

为等效暂态电抗(p.u)；x_s、x_r、x_m分别为定子漏抗、转子漏抗和激磁电抗(p.u)；

M_e为发电机的电磁转矩；M_m是输入到发电机侧做功的机械转矩；T_j为惯性时间常数；滑差s沿用电动机惯例的定义，即

在作发电机运行时s为负值；

为定子绕组开路时转子绕组时间常数(s)；E′_x和E′_y分别为暂态电势

的实部和虚部；I_sx和I_sy分别为定子电流

的实部和虚部；x＝x_s+x_m；

Re(·)为取实部；ω为电角速度(p.u)；

X为积分环节引入的中间状态变量；τ为控制器伺服机构时间常数(s)；K_ω、k_pi、k_pp为控制器参数；P_s和P_ref分别为风力发电机组输出有功和给定的参考有功(p.u)。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于：

步骤(2)中确定大容量风电场的合理等值的原则包括：

采用如下等值原则：稳态计算用一定功率因数计算一定有功出力时的无功功率，动态计算采用单台大容量风电机组模拟等容量风电场中的多台风电机组，

对于风电场的动态无功特性及风电场的送出系统的模拟，采用如下模拟原则：

①风电场的动态无功特性模拟

固定转速风电机组采用普通异步发电机，其动态特性基本与异步机相同，发出有功的同时吸收无功功率，且不具备无功调节能力，

双馈变速风电机组通过变频器为转子提供励磁电流，具备调压能力，在发出有功功率的同时可调节无功功率，并可根据系统的需要在一定范围内调节无功输出，

双馈变速风电机组具有两种运行模式，恒功率因数控制模式和恒电压控制模式，

此外，双馈变速风电机组在低电压穿越过程中，发电机转子短接，其结构和特性与普通异步电机相当，从系统中吸收无功功率；

②风电场送出系统的模拟

风电机组机端电压690V，经两级升压后通过110kV或220kV或330kV线路送出，两级升压主变压器分别为：

第一级升压变690V/35kV或690V/10kV：设4级分接头，阻抗百分比设置为6.5％，调压形式为无励磁调压；

第二级升压变35kV/345kV或35kV/220kV或10kV/110kV：设8级分接头，阻抗百分比设置为14％，调压形式为有励磁调压。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于：

所述步骤(3)中大规模风电并网仿真分析原则的制定及等效分析，其中能有效计及风电的风资源特性、风力发电机动态响应特性及多风力发电机机型、风力发电机不同控制模式等差异性特点的大规模风电并网仿真分析原则为：

基于各风电场风资源特性相关性的累加效应减小原则；多风力发电机类型的合理模拟修正原则；风力发电机控制模式差异性的有效计及原则；风力发电机保护配置差异性的全面覆盖原则。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于：

所述基于各风电场风资源特性相关性的累加效应减小原则为：

由于风电场出力的随机性、风电场和风电机组分布的分散性，必须基于风电场的气象数据w，研究风电场的相关性问题，确定风电场风资源特性相关性的累加效应减小函数F(w)的功率输出特性，为电力系统计算提供依据。

6.如权利要求4所述的方法，其特征在于：

所述多风力发电机类型的合理模拟修正原则为：

一是确定需要修正的仿真计算环节，二是针对所进行的仿真分析，以适度偏保守目标函数选择大权重影响因素精确模拟、极值包含方法进行修正，确定多风力发电机类型的合理模拟修正函数 $H(x_1,x_2,x_3,...,x_n)\left\{\begin{array}{c}\min \left(\right)\\ h(x_1,x_2,x_3,...,x_n)\\ \max \left(\right)\end{array}\right.$ 的输出，其中x₁，x₂，x₃，...，x_n为多风力发电机类型的合理模拟修正的强影响因数。

7.如权利要求4所述的方法，其特征在于：

所述风力发电机控制模式差异性的有效计及原则为：

一是确定需要着重模拟的仿真计算环节，二是针对所进行的仿真分析，以适度偏保守目标函数选择大权重影响因素精确模拟、极值包含等方法进行修正，确定风力发电机控制模式差异性的有效计及函数 $G(y_1,y_2,y_3,...,y_n)\left\{\begin{array}{c}\min \left(\right)\\ g(y_1,y_2,y_3,...,y_n)\\ \max \left(\right)\end{array}\right.$ 的输出，其中y₁，y₂，y₃，...，y_n为风力发电机控制模式差异性的有效计及中的强影响因数。

8.如权利要求4所述的方法，其特征在于：

所述风力发电机保护配置差异性的全面覆盖原则为：

在故障期间风电机组的特性按两种情况考虑，一种是恒电压控制模式，即始终能够发出无功功率，另一种是恒功率因数控制模式，即暂态过程中按正常运行时功率因数发出无功功率。

9.如权利要求1-8任一项所述的方法，其特征在于：

所述步骤(4)基于所建立的大规模风电集中接入电网的系统仿真评估的分析框架及流程为：

在建立了所需分析的风电基地的多风力发电机类型的仿真模型，并根据实际情况，确定了大容量风电场的合理等值方法后，从而可基于能有效计及风电的风资源特性、风力发电机动态响应特性及多风力发电机机型、风力发电机不同控制模式等差异性特点的大规模风电并网仿真分析原则，开展大规模风电集中接入电网的系统仿真评估分析。

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