CN103715696B - 一种基于多种风电机组共济的风电场无功电压集群控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于多种风电机组共济的风电场无功电压集群控制方法，属于电力系统及其自动化技术领域。本发明根据监测并网点电压对风电场中的双馈异步发电机组和永磁同步发电机组采取不同的控制策略，当并网点电压偏离正常工作范围时，对双馈异步发电机群仍采用现有的低电压穿越控制策略，而对永磁同步发电机群采取无功支援控制策略。本发明根据监测并网点电压实时调整风电场中不同风力发电机组的运行方式，在不增加硬件设备的前提下通过改变双馈同步发电机组和永磁同步发电机组的接线拓扑即可实现现有风电场无功电压平衡，增加了整个区域风电场的低电压穿越能力。

Description

一种基于多种风电机组共济的风电场无功电压集群控制方法

技术领域

本发明属于电力系统及其自动化技术领域，具体涉及一种基于多种风电机组共济的风电场无功电压集群控制方法。

背景技术

目前，常见的风电机组主要包括：鼠笼式异步电机、双馈异步电机及永磁同步电机。其中，鼠笼异步电机由于在运行过程中需要从外部吸收无功电流而逐渐被后两种风力发电机所取代；双馈异步电机由于其控制技术成熟，是目前国内广泛时候的风力发电机，但在低电压穿越过程中撬棒电路（crowbar）保护接入时机组也会从电网吸收无功；由于全功率变换器的价格昂贵，永磁同步电机容量很难做到与双馈异步电机相当，且目前国内同步风电机组一般采用单位功率因素控制方式，在低电压穿越过程中只发少量甚至不发无功，没用充分利用电机全功率变换器的无功调节能力。因此，现有的风电场在并网时必须安装无功补偿装置（SVC、SVG等）来弥补低电压穿越时的无功缺口，在分多期建造的大型风力发电场中往往存在多个（种）无功补偿装置并存的现象，由于其控制策略的不尽相同很难做到快速、连续平滑的协同调节，这样就会造成故障恢复后并网点无功过剩，部分机组由于高电压保护引起脱网，带来不必要的经济损失。

根据国标《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963-2011）中对无功电压方面最新要求：（1）风电场并网点电压跌落至20%标称电压时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行625ms；（2）总装机容量在百万千瓦级规模及以上的风电场群，在电力系统发生三相短路故障引起电压跌落时，各风电场在低电压穿越过程中应具有相应的无功支撑能力，风电场注入电力系统的动态无功电流IT≥15.×(0.9-V_out-pu)I_N（0.2≤V_out-pu≤0.9）,其中：V_out-pu为风电场并网点电压标幺值；I_N为风电场额定电流。也就是说，今后风电场并网的发展趋势是在低电压穿越时不仅不从电网吸收无功，相反的，需要向电网注入无功以维持并网点电压，这从经济成本上而言，无疑对目前广泛采用无功补偿装置的风电场无功电压控制策略是一个不小的冲击。

中国大力发展风电多年，已建造多个大型风力发电厂并投入使用，此时重建符合最新国标要求的风电场又将花费大量财力人力。因此，本发明提出的基于多种风电机组共济的风电场无功电压集群控制方法是有现实意义的。

发明内容

本发明的目的是：提出一种基于多种风电机组共济的风电场无功协调控制方法，根据监测风电场并网点的电压，按照《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963-2011）规定，在由不同风电机组构成的风电场低电压穿越过程中以风电场不从电网吸收无功为目标，协调控制风电场不同风电机组运行方式，保证风电场无功平衡。

具体地说，本发明是采用以下的技术方案来实现的，包括下列步骤：

1）实时监测风电场并网点电压标幺值其中V_out为并网点电压观测值，V_out-ref为并网点参考电压基准值；

2）当0.9≤V_out-pu≤1.1时，采用现有的风机组常态控制策略使双馈异步发电机群和永磁同步发电机群中的各发电机组工作在单位功率因素模式，返回步骤1），否则进入步骤3）；

3）当V_out-pu＜0.2时,切除风电机群，结束本方法，否则对双馈异步发电机群仍采用现有的低电压穿越控制策略，并实时监测双馈异步发电机群中风电机组撬棒电路（crowbar）投入信号；

当双馈异步发电机群中各风电机组撬棒电路未投入时，对永磁同步发电机群采取无功维持控制策略，进入步骤5），否则进入步骤4）；

4）对永磁同步发电机群则采取无功支援控制策略，然后进入步骤5）；

5）监测风电场并网点电压在步骤1）所监测到V_out-pu的值上的维持时间T，当T超过国家标准《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963-2011）中要求时，切除风电机群，结束本方法，否则返回步骤1）进行下一轮控制。

上述技术方案的进一步特征在于：在所述步骤3）中，无功维持控制策略分为机侧和网侧变流器控制策略，其中：

所述机侧变流器控制策略为，在控制过程中，变流器不消耗有功功率，而通过提高发电机转子转速ω，将风机发出的多余功率全部由风电机转子动能来储存以保持变流器直流环节功率平衡；

所述网侧变流器控制策略指按以下公式计算永磁同步发电机群中每台发电机组注入电网的动态无功电流要求I_gq：

I_gq=1.5·I_N·(0.9-V_out-pu)

其中，I_N为永磁同步发电机组的额定电流；

然后，根据I_gq对永磁同步发电机群进行控制，在这种控制模式下，网侧变流器的动态有功电流

上述技术方案的进一步特征在于：在所述步骤4）中，无功支援控制策略分为机侧和网侧变流器控制策略，其中：

所述机侧变流器控制策略为，在控制过程中，变流器不消耗有功功率，而通过提高发电机转子转速ω，将风机发出的多余功率全部由风电机转子动能来储存以保持变流器直流环节功率平衡；

所述网侧变流器控制策略包括以下步骤：

4-1）按以下公式计算双馈异步发电机群中第i台发电机组在并网点电压标幺值为V_out-pu时的机端电压U_i-out：

$U_{i-\mathrm{out}}=V_{\mathrm{out}}+\frac{P_i{R}_i+Q_i{X}_i}{V_{\mathrm{out}}}$

其中，R_i为双馈异步发电机群中第i台发电机组并网等值阻抗Z_i的电阻部分，X_i为双馈异步发电机群中第i台发电机组并网等值阻抗Z_i的电抗部分，Z_i=R_i+jX_i；P_i为双馈异步发电机群中第i台发电机组向电网输出的功率S_i的有功功率部分，Q_i为双馈异步发电机群中第i台发电机组向电网输出的功率S_i的无功功率部分，S_i=P_i+jQ_i；

4-2）按以下公式计算双馈异步发电机群在并网点电压标幺值为V_out-pu时无功需求Q_all：

$Q_{\mathrm{all}}=\underset{i=1}{\overset{N_1}{\mathrm{\Σ}}}\left(\frac{3}{2}{U}_{i-\mathrm{out}}^2\frac{x_i}{r_i^2+x_i^2}\right)$

其中，N₁为双馈异步发电机群中所有发电机组的总数，r_i为双馈异步发电机群中第i台发电机组在撬棒电路接入后等值阻抗电阻部分，x_i为相应的电抗部分；

4-3）按以下公式计算永磁同步发电机群中每台发电机组需提供的无功量P′_s-pmsg：

$P_{s-\mathrm{pmsg}}^{\′}=\frac{Q_{\mathrm{all}}}{N_2}$

其中，N₂为永磁同步发电机群中所有发电机组的总数；

4-4）按以下公式计算永磁同步发电机群中每台发电机组注入电网的动态无功电流要求I_gq：

$I_{\mathrm{gq}}=\max \{I_N\·\frac{P_{s-\mathrm{pmsg}}^{\′}}{P_{s-\mathrm{pmsg}}},1.5\·I_N\·(0.9-V_{\mathrm{out}-\mathrm{pu}})\}$

其中，I_N为永磁同步发电机组的额定电流,P_s-pmsg为永磁同步发电机组的额定功率；

然后，根据I_gq对永磁同步发电机群进行控制，在这种控制模式下，网侧变流器的动态有功电流

上述技术方案的进一步特征在于：所述N₂，在风电场没有配置无功功率补偿装置的情况下，应满足以下条件：

$N_2\≥\left[{\left(\frac{Q_{\mathrm{all}}}{Q_{\max }}\right)}_{V_{\mathrm{out}-\mathrm{pu}}=0.2}\right]+1$

其中，Q_max为永磁同步发电机组在指定机端电压条件下的无功输出极限，[]为取整符号，表示当V_out-pu=0.2时的值。

上述技术方案的进一步特征在于：所述Q_max应满足以下条件：

Q_max=min{Q_max1,Q_max2}

$Q_{\max 1}={\mathrm{\ω}}_0{\mathrm{CU}}_{\mathrm{dc}}^2$

$Q_{\max 2}=\frac{{3V}_{\mathrm{out}}\sqrt{U_{\mathrm{dc}}^2-\frac{2P\·X}{\sqrt{3}{V}_{\mathrm{out}}}}-{9V}_{\mathrm{out}}^2}{2X}$

其中，ω₀为永磁同步发电机组的配套变流器输出信号角频率，C为永磁同步发电机组的配套变流器直流环节电容；U_dc为永磁同步发电机组的配套变流器直流环节电压，X为永磁同步发电机组并网等值阻抗的电抗部分，P为永磁同步发电机组向电网输出的功率的有功功率部分。

本发明的有益效果如下：本发明在低电压穿越过程中，风电场并网点无需加装无功补偿装置即可满足双馈异步发电机组在crowbar保护接入后的无功吸取需求，完全靠同一风场内的永磁同步发电机组来平衡低电压穿越过程中的无功需求。永磁同步发电机组最大无功输出策略将低电压穿越过程中的多余有功能量储存在电机转子动能中，无需加装chopper-resistance来消耗低电压穿越过程中的多余有功能量，在增加系统可靠性的同时降低了变换器成本，还可以根据实际需求随时向接入电网送出无功。本发明可直接用于现有风电场中，只需改变双馈异步发电机组和永磁同步发电机组的接线拓扑就可以实现上述功能。

附图说明

图1是由多种风力发电机组成区域风电场示意图。

图2是本发明实施例提供的基于风电机组共济的风电场无功电压集群控制方法流程示意图。

图3是永磁同步发电机组并网电路示意图。

图4是风电机组连接电网电压分析图。

图5是crowbar接入后双馈异步发电机组等效电路。

具体实施方式

下面参照附图并结合实例对本发明作进一步详细描述。

本发明基于多种风电机组共存的风电场无功协调控制方法，根据检测风电场并网点电压，以风电场在低电压穿越期间不从电网吸收无功为基本目标，充分利用永磁同步风电机组全功率变换器的无功调节能力，在低电压穿越过程中由同步风电机组发出无功供给同风电场中的双馈发电机组，以支持整个风电场并网点处的无功电压平衡。

图1为本发明所述由多种风力发电机组成区域风电场示意图，其中双馈异步（DFIG）风电机组数为N₁，永磁同步（PMSG）风电机组数为N₂。

图2为本发明实施例提供的基于风电机组共济的风电场无功电压集群控制方法流程示意图，所述控制方法包括以下步骤：

1）实时监测风电场并网点电压标幺值其中V_out为并网点电压观测值；V_out-ref为并网点参考电压基准值。以国标《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963-2011）规定的风电场正常运行时并网点电压范围考核V_out-pu的数值。

2）当0.9≤V_out-pu≤1.1时，采用现有的风机组常态控制策略使DFIG发电机组和PMSG发电机组工作在单位功率因素模式，返回步骤1），否则进入步骤3）。

由于现有的DFIG发电机组和PMSG发电机组常态单位功率因素控制策略已有成熟算法和工程使用软件，故不在此描述。

3）当V_out-pu＜0.2时,切除风电机群，结束本方法，否则对双馈异步发电机群采用现有的低电压穿越控制策略，并实时监测双馈异步发电机群中各风电机组撬棒电路（crowbar）投入信号。

当双馈异步发电机群中各风电机组撬棒电路未投入时，对永磁同步发电机群采取无功维持控制策略，进入步骤5），否则进入步骤4）。

由于现有的DFIG发电机组利用撬棒电路实现低电压穿越的控制策略已有成熟算法和工程使用软件，故也不在此描述。

4）对永磁同步发电机群则采取无功支援控制策略，然后进入步骤5）。

5）监测风电场并网点电压在步骤1）所监测到V_out-pu的值上的维持时间T（即电网电压恢复时间），当T超过国家标准《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963-2011）中要求时，切除风电机群，结束本方法，否则返回步骤1）进行下一轮控制。

图3为永磁同步发电机组并网电路示意图。在所述步骤3）中，无功维持控制策略分为机侧和网侧变流器控制策略，其中：所述机侧变流器控制策略为，在控制过程中，变流器不消耗有功功率，而通过提高发电机转子转速ω，将风机发出的多余功率全部由风电机转子动能来储存以保持变流器直流环节功率平衡；所述网侧变流器控制策略指按以下公式计算永磁同步发电机群中每台发电机组注入电网的动态无功电流要求I_gq：

I_gq=1.5·I_N·(0.9-V_out-pu)

其中，I_N为永磁同步发电机组的额定电流。

然后，根据I_gq对永磁同步发电机群进行控制，在这种控制模式下，网侧变流器的动态有功电流

在所述步骤4）中，无功支援控制策略分为机侧和网侧变流器控制策略，具体控制策略如下：

Ⅰ、机侧变流器控制策略：

在控制过程中，变流器不消耗有功功率，而通过提高发电机转子转速ω，将风机发出的多余功率全部由风电机转子动能来储存以保持变流器直流环节功率平衡。

Ⅱ、网侧变流器控制策略，分为以下步骤：

①考虑由于线路电阻和电抗造成的不同风力发电机的机端电压不同。图4为风电机组连接电网电压分析图，计算DFIG发电机群中第i台发电机在并网点电压标幺值为V_out-pu时的机端电压U_i-out：其中：Z_i=R_i+jX_i为第i台DFIG机组并网等值阻抗（其中R_i为电阻部分，X_i为电抗部分），S_i=P_i+jQ_i为第i台DFIG向电网输出的功率（其中P_i为有功功率部分，Q_i为无功功率部分）。

②图5所示为crowbar接入后DFIG等效电路，从电机的定子端看去，其等值电路阻抗为：

$Z=r_i+{\mathrm{jx}}_i=(r_s+{\mathrm{jx}}_{\mathrm{\σs}})+{\mathrm{jx}}_m//(\frac{r_{\mathrm{cb}}}{s}+{\mathrm{jx}}_{\mathrm{\σs}})$

其中：

$r_i=r_s+\frac{\left[\frac{r_{\mathrm{cb}}}{s}\right]x_m^2}{{\left(\frac{r_{\mathrm{cb}}}{s}\right)}^2+{(x_m+x_{\mathrm{\σr}})}^2}$

$x_i=x_{\mathrm{\σs}}+\frac{x_m[{\left(\frac{r_{\mathrm{cb}}}{s}\right)}^2+x_{\mathrm{\σr}}(x_m+x_{\mathrm{\σr}})]}{{\left(\frac{r_{\mathrm{cb}}}{s}\right)}^2+{(x_m+x_{\mathrm{\σr}})}^2}$

其中：r_i为第i台DFIG机组crowbar接入后等值阻抗电阻部分，x_i为相应的电抗部分，s为转差率，r_cb为crowbar电路阻值，r_s、x_σs分别为定子电阻和电抗，x_σr为转子等效电抗，x_m为激磁电抗。忽略瞬态电流的影响，在电机稳定运行时，电机的功率为：

$S_n=\frac{3}{2}{U}_{i-\mathrm{out}}^2\frac{r}{r^2+x^2}+j\·\frac{3}{2}{U}_{i-\mathrm{out}}^2\frac{x}{r^2+x^2}$

由上式可看出：第i台带有crowbar电路的DFIG所吸收的无功功率Q_s-i满足：

$Q_{s-i}=\frac{3}{2}{U}_{i-\mathrm{out}}^2\frac{x_i}{r_i^2+x_i^2}$

则DFIG机群在并网点电压标幺值为V_out-pu时无功需求Q_all：

$Q_{\mathrm{all}}=\underset{i=1}{\overset{N_1}{\mathrm{\Σ}}}\left(\frac{3}{2}{U}_{i-\mathrm{out}}^2\frac{x_i}{r_i^2+x_i^2}\right)$

③计算风场内每台PMSG需提供的无功量

④计算每台PMSG注入电网的动态无功电流： 式中：I_N为PMSG额定电流，P_s-pmsg为PMSG额定功率，然后，根据I_gq对PMSG机群进行控制，在这种控制模式下，网侧变流器的动态有功电流 $I_{\mathrm{gd}}=\sqrt{I_N^2-I_{\mathrm{gq}}^2}.$

如果不存在无功功率补偿装置，风电场中PMSG机组数N₂应满足：其中，Q_max为永磁同步发电机组在指定机端电压条件下的无功输出极限，[]为取整符号，表示当V_out-pu=0.2时的值。

上述Q_max应满足以下条件：

Q_max=min{Q_max1,Q_max2}

$Q_{\max 1}={\mathrm{\ω}}_0{\mathrm{CU}}_{\mathrm{dc}}^2$

$Q_{\max 2}=\frac{{3V}_{\mathrm{out}}\sqrt{U_{\mathrm{dc}}^2-\frac{2P\·X}{\sqrt{3}{V}_{\mathrm{out}}}}-{9V}_{\mathrm{out}}^2}{2X}$

其中，ω₀为永磁同步发电机组的配套变流器输出信号角频率，C为永磁同步发电机组的配套变流器直流环节电容；U_dc为永磁同步发电机组的配套变流器直流环节电压，X为永磁同步发电机组并网等值阻抗的电抗部分，P为永磁同步发电机组向电网输出的功率的有功功率部分。

本发明的稳定性可通过以下进行证明：

根据T_m-T_e-B_m·ω=(J_WT+J_rotor)·α_ω，其中T_m、T_e分别为发电机的机械转矩与电磁转矩，α_ω为发电机转子角加速度，B_m为转动粘滞系数。

由于网侧变流器有功电流I_gd=0，T_e=0，且考虑B_m=0，则T_m=(J_WT+J_rotor)·α_ω,由于则可得

而又有：

$T_m=\frac{0.5V_{\mathrm{out}-\mathrm{pu}}\mathrm{\ρ\π}{R}^2{V}_{\mathrm{wind}}^3{C}_p(\mathrm{\β},\mathrm{\λ})}{\mathrm{\ω}}$

其中，J_WT、J_rotor分别是风机和PMSG转子的转动惯量，ω_max是本发明最大无功出力模式的机侧变流器控制模式下转子能达到的最大转速，ω_pmsg-0为永磁同步电机额定转速，ρ为空气密度，R是风力机转子半径，V_wind是风速大小，C_p(β,λ)是风力机的功率系数（通常为0.4-0.45，是叶尖速比λ和桨距角β的函数），t_max为加速时间。有:

$T_m=\frac{0.5{\left(}_{1-V\mathrm{out}-\mathrm{pu}}\mathrm{\ρ\π}{R}^2{V}_{\mathrm{wind}}^3{C}_p(\mathrm{\β},\mathrm{\λ})}{\mathrm{\ω}}\≤\frac{0.5{\left(}_{1-V\mathrm{out}-\mathrm{pu}}\mathrm{\ρ\π}{R}^2{V}_{\mathrm{wind}}^3{C}_{p\max }}{\mathrm{\ω}}$

由t=0时ω=ω_pmsg-0，有：

$\frac{{\mathrm{\&omega;}}_{\max }}{{\mathrm{\&omega;}}_{\mathrm{pmsg}-0}}<{\left(\frac{\sqrt{\frac{(1-V_{\mathrm{out}-\mathrm{pu}})\mathrm{\&rho;\&pi;}{R}^2{V}_{\mathrm{wind}}^3{C}_{p\max }}{J_{\mathrm{WT}}+J_{\mathrm{rotor}}}\&CenterDot;t+{\mathrm{\&omega;}}_{\mathrm{pmsg}-0}^2}}{{\mathrm{\&omega;}}_{\mathrm{pmsg}-0}}\right)}_{V_{\mathrm{out}-\mathrm{pu}}=0.2,t=0.625}$

考虑到发电机的转动粘滞及控制响应速度等带来的能量损耗影响，实际控制过程中的值范围在1.03pu至1.1pu间。而发电机的转速保护值一般为1.2pu，也就是说此方法不会导致发电机组由于转速过高而脱网。

虽然本发明已以较佳实施例公开如上，但实施例并不是用来限定本发明的。在不脱离本发明之精神和范围内，所做的任何等效变化或润饰，同样属于本发明之保护范围。因此本发明的保护范围应当以本申请的权利要求所界定的内容为标准。

Claims (1)

1.一种基于多种风电机组共济的风电场无功电压集群控制方法，其特征在于，包括如下步骤：

1)实时监测风电场并网点电压标幺值其中V_out为并网点电压观测值，V_out-ref为并网点参考电压基准值；

2)当0.9≤V_out-pu≤1.1时，采用现有的风机组常态控制策略使双馈异步发电机群和永磁同步发电机群中的各发电机组工作在单位功率因素模式，返回步骤1)，否则进入步骤3)；

3)当V_out-pu＜0.2时，切除风电机群，结束本方法，否则对双馈异步发电机群仍采用现有的低电压穿越控制策略，并实时监测双馈异步发电机群中风电机组撬棒电路(crowbar)投入信号；

当双馈异步发电机群中各风电机组撬棒电路未投入时，对永磁同步发电机群采取无功维持控制策略，进入步骤5)，否则进入步骤4)；

无功维持控制策略分为机侧和网侧变流器控制策略，其中：

所述机侧变流器控制策略为，在控制过程中，变流器不消耗有功功率，而通过提高发电机转子转速ω，将风机发出的多余功率全部由风电机转子动能来储存以保持变流器直流环节功率平衡；

所述网侧变流器控制策略指按以下公式计算永磁同步发电机群中每台发电机组注入电网的动态无功电流要求I_gq：

I_gq＝1.5·I_N·(0.9-V_out-pu)

其中，I_N为永磁同步发电机组的额定电流；

然后，根据I_gq对永磁同步发电机群进行控制，在这种控制模式下，网侧变流器的动态有功电流

4)对永磁同步发电机群则采取无功支援控制策略，然后进入步骤5)；

无功支援控制策略分为机侧和网侧变流器控制策略，其中：

所述机侧变流器控制策略为，在控制过程中，变流器不消耗有功功率，而通过提高发电机转子转速ω，将风机发出的多余功率全部由风电机转子动能来储存以保持变流器直流环节功率平衡；

所述网侧变流器控制策略包括以下步骤：

4-1)按以下公式计算双馈异步发电机群中第i台发电机组在并网点电压标幺值为V_out-pu时的机端电压U_i-out：

$U_{i-out}=V_{out}+\frac{P_i{R}_i+Q_i{X}_i}{V_{out}}$

其中，R_i为双馈异步发电机群中第i台发电机组并网等值阻抗Z_i的电阻部分，X_i为双馈异步发电机群中第i台发电机组并网等值阻抗Z_i的电抗部分，Z_i＝R_i+jX_i；P_i为双馈异步发电机群中第i台发电机组向电网输出的功率S_i的有功功率部分，Q_i为双馈异步发电机群中第i台发电机组向电网输出的功率S_i的无功功率部分，S_i＝P_i+jQ_i；

4-2)按以下公式计算双馈异步发电机群在并网点电压标幺值为V_out-pu时无功需求Q_all：

$Q_{all}=\underset{i=1}{\overset{N_1}{\&Sigma;}}\left(\frac{3}{2}{U}_{i-out}^2\frac{x_i}{r_i^2+x_i^2}\right)$

其中，N₁为双馈异步发电机群中所有发电机组的总数，r_i为双馈异步发电机群中第i台发电机组在撬棒电路接入后等值阻抗电阻部分，x_i为相应的电抗部分；

4-3)按以下公式计算永磁同步发电机群中每台发电机组需提供的无功量P′_s-pmsg：

$P_{s-pmsg}^{\&prime;}=\frac{Q_{all}}{N_2}$

其中，N₂为永磁同步发电机群中所有发电机组的总数；

4-4)按以下公式计算永磁同步发电机群中每台发电机组注入电网的动态无功电流要求I_gq：

$I_{gq}=max\{I_N\&CenterDot;\frac{P_{s-pmsg}^{\&prime;}}{P_{s-pmsg}},1.5\&CenterDot;I_N\&CenterDot;\left(0.9-V_{out-pu}\right)\}$

其中，I_N为永磁同步发电机组的额定电流，P_s-pmsg为永磁同步发电机组的额定功率；

然后，根据I_gq对永磁同步发电机群进行控制，在这种控制模式下，网侧变流器的动态有功电流

所述N₂，在风电场没有配置无功功率补偿装置的情况下，应满足以下条件：

$N_2\&GreaterEqual;\&lsqb;{\left(\frac{Q_{all}}{Q_{max}}\right)}_{V_{out-pu}=0.2}\&rsqb;+1$

其中，Q_max为永磁同步发电机组在指定机端电压条件下的无功输出极限，[]为取整符号，表示当V_out-pu＝0.2时的值；

所述Q_max应满足以下条件：

Q_max＝min{Q_max1，Q_max2}

$Q_{max1}={\mathrm{\&omega;}}_0{\mathrm{CU}}_{dc}^2$

$Q_{max2}=\frac{3V_{out}\sqrt{U_{dc}^2-\frac{2P\&CenterDot;X}{\sqrt{3}{V}_{out}}}-9V_{out}^2}{2X}$

其中，ω₀为永磁同步发电机组的配套变流器输出信号角频率，C为永磁同步发电机组的配套变流器直流环节电容；U_dc为永磁同步发电机组的配套变流器直流环节电压，X为永磁同步发电机组并网等值阻抗的电抗部分，P为永磁同步发电机组向电网输出的功率的有功功率部分；

5)监测风电场并网点电压在步骤1)所监测到V_out-pu的值上的维持时间T，当T超过国家标准《风电场接入电力系统技术规定》(GB/T19963-2011)中要求时，切除风电机群，结束本方法，否则返回步骤1)进行下一轮控制。