CN105610193B - 一种适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法 - Google Patents

一种适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法 Download PDF

Info

Publication number
CN105610193B
CN105610193B CN201610091857.8A CN201610091857A CN105610193B CN 105610193 B CN105610193 B CN 105610193B CN 201610091857 A CN201610091857 A CN 201610091857A CN 105610193 B CN105610193 B CN 105610193B
Authority
CN
China
Prior art keywords
mrow
msub
group
planes
power plant
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN201610091857.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN105610193A (zh
Inventor
陆飞
刘其辉
赵亚男
宋诗雨
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
North China Electric Power University
Original Assignee
North China Electric Power University
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by North China Electric Power University filed Critical North China Electric Power University
Priority to CN201610091857.8A priority Critical patent/CN105610193B/zh
Publication of CN105610193A publication Critical patent/CN105610193A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN105610193B publication Critical patent/CN105610193B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • H02J3/386—
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Landscapes

  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

一种适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法，属于电力系统建模技术领域。针对现有风电场等值建模过程中，对集电网络的等值方法只适用于风电场外部故障，当风电场发生内部故障时，现有的集电网络等值方法在等值模型中无法设置故障点。提出了一种不改变集电网络结构与参数，通过非线性规划，确定等值机组接入集电网络位置的方法。当内部故障发生位置不同，只需相应调整机群划分结果以及等值机组接入集电网络位置。该方法可以应用于风电场发生内部、外部故障时的等值建模，使得等值模型具有更广泛的适用范围。

Description

一种适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法
技术领域
本发明属于电力系统建模技术领域，尤其涉及一种适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法，风电场的等值建模中集电网络的处理方法。
背景技术
风电场等值模型是研究人员与运行人员对包含风电场的电力系统进行分析的重要工具，对电网调度与电网安全稳定运行有重大意义。如果风电场等值模型的仿真结果与实际风电厂的量测结果有较大误差，将此模型运用于电力系统分析时，可能会使研究人员得出错误的结论，或运行管理人员进行错误的操作，威胁了电网的安全稳定，严重时造成区域性的电力事故，对本区域的国民用电安全、经济发展和正常生活带来严重影响。如果风电场等值模型仿真时间过长，则会降低模型的实用性。有鉴于此，对风电场等值建模方法进行深入研究，在保证仿真精度的前提下，提高仿真速度，使得模型能够对包含风电场的电力系统的分析与运行做出指导性的建议，更有利于电网稳定安全的运行。
集电网络的等值是风电场等值建模的重要研究环节。风电场等值建模需要对机群进行划分，并聚合为等值机组，等值机组接入等值后的集电网络。通过研究集电网络的等值方法，可以有效保证等值前后集电网络的功率损耗误差最小，提高等值模型的精度，提高模型的适用性，对包含风电场的电力系统分析具有重要意义。
目前对于集电网络的等值方法多停留在风电场发生外部故障时的等值，每台等值机组通过等值后的网络阻抗接入并网点，即等值集电网络为放射式结构，与等值前相比，结构、参数均发生变化。而实际情况中几起大规模的风电场连锁切机事故，经调查是由于风电场内部电缆安装不当而导致短路，或者内部架空线路短路而引起的。所以，对于风电场的等值建模，不能仅停留在适用于风电场外部故障时的建模方法研究。风电场发生内部、外部故障时所采用的集电网络等值方法有很大不同，如果对内部故障的等值模型采用外部故障时集电网络的处理方法，则会面临无法设置故障点的问题。
风电场内部故障时集电网络的等值方法，关键在于可以设置内部故障点的前提下，保证网络损耗等值前后误差最小。为此，提出不改变集电网络的结构与参数，只要能找到一种方法确定等值机组接入集点网络的位置，即可解决这一问题，得到适用于风电场内部故障仿真的等值模型。在内部故障发生位置不同的情况下，只需相应调整机群划分结果以及等值机组接入集电网络位置。这样，就可以准确的仿真任意内部故障位置时风电场的动态特性，更好的分析包含风电场的电力系统，有针对性的改进运行措施以及低电压穿越策略。
发明内容
本发明的目的在于一种适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法，针对现有风电场等值建模过程中，对集电网络的等值方法只适用于风电场外部故障，当风电场发生内部故障时，现有的集电网络等值方法在等值模型中无法设置故障点。提出了一种不改变集电网络结构与参数，通过非线性规划，确定等值机组接入集电网络位置的方法。当内部故障发生位置不同，只需相应调整机群划分结果以及等值机组接入集电网络位置。该方法可以应用于风电场发生内部、外部故障时的等值建模，使得等值模型具有更广泛的适用范围。
为实现上述目的，本发明首先分析风电场发生内部故障时机群划分的特点，在此基础上，采用非线性规划确定等值机组接入集电网络的位置。
对集电线路不同位置发生故障的风电场精确模型进行仿真，发现具有如下特点：
(1)故障引起的机端电压跌落导致各台风电机组出力降低，相比于内部故障造成的流入风电场的功率相差将近两个数量级。
(2)故障所在干线上各机组机端电压差异明显，主要由外电网流入风电场的功率决定；其余干线由于故障后电流小，从而各机组机端电压差异小。
(3)机组输入风速不会显著影响故障时Crowbar的投切。故障后定子磁链中存在的衰减分量是威胁变换器安全运行的主要原因，也是决定Crowbar是否投切的关键因素。推导故障后定子磁链表达式，发现Crowbar投切主要由机端电压跌落情况决定。
根据上述特点以及精确模型的仿真结果，风电场内部故障时机组分群可以归结为三种情况。
(1)情况1，故障点远离干线首端。故障点附近机组电压跌落严重，超出了低电压穿越的电压范围(0.2p.u.)而导致切机，但是由于故障点远离干线首端，因此干线首端的电压跌落不足以使Crowbar投入。此情况的故障干线包含不投入Crowbar的机群、投入Crowbar的机群以及切机机群；其余干线的机组均不投入Crowbar。
(2)情况2，故障点所处位置使该条干线首端机组Crowbar投入，而其余干线首端机组Crowbar不投入。故障点所在位置使该干线首端机组Crowbar投入，考虑机组间集电线路阻抗，并且由于非故障干线未流过短路电流，此时，非故障干线首端机组电压跌落不足以使Crowbar投入。此情况的故障干线包含投入Crowbar的机群以及切机机群；其余干线的机组均不投入Crowbar。
(3)情况3，故障点接近干线首端。此时，不仅故障干线的首端机组电压跌落使Crowbar投入，也导致非故障干线首端机组的Crowbar投入。此情况的故障干线包含投入Crowbar的机群以及切机机群；其余干线包含不投入Crowbar的机群以及投入Crowbar的机群。
在得到内部故障发生时风电场机群划分的特点后，采取以下技术方案：
1)根据风电场内部故障的分群结果，对各个机群进行等值，聚合为等值机组。
2)列写规划方程，确定等值机组接入集电网络位置的。
由于机端电压跌落程度对Crowbar投切的影响最为关键，因此通过电压约束，来保证风电场内部故障期间机组等值前后动作特性一致。并以稳态时功率损耗之差最小为目标函数，求取集电线路等值阻抗。由于目标函数的非线性，通过非线性规划求解。
式中：NG为该群包含的风机台数；I为群内各机组电流；IG_next为该群所在的干线上，离PCC电气距离更远的机群各机组电流和(比如，图3中投Crowbar机群的IG_next为切机机群的各机组电流和；切机机群由于已处于干线末端，因此它的IG_next为0)；Zn为各集电线路阻抗(即风电场精确模型中各机组间的阻抗，由于图3中仅有等值机组，因此Zn未在图中表示)；Zeq为等值机接入点距该群端点的阻抗值(如图3所示)；ugroup为等值后群端电压(即图3中实心黑点处电压)；umin、umax为等值前该群内各机组机端电压的最大与最小值；图中等值机组的接入位置用×表示。
3)根据步骤2)，在原集电网络结构与参数不变的前提下，依次确定各个等值机组接入集电网络的位置。
当风电场内部故障发生后，故障所在干线会包含至少两个等值机群。如果故障所在干线包含未投入Crowbar的机群，则先确定该机群接入集电网络的位置；否则无需计算。如果故障所在干线也包含投入Crowbar的机群，则再确定此机群接入集电网络的位置；否则无需计算。故障所在线路一定包含切机机群，因此，最后确定切机机群的接入位置。
对于非故障干线，依然采用上述的判断与计算顺序。即按照距离干线首端由近到远的顺序，依次确定各个机群接入集电网络的位置。
附图说明
图1是非线性规划计算等值机组接入点算法流程图。
图2是风电场及外电网拓扑结构图。
图3是风电场内部故障分群示意图情况1。
图4是风电场内部故障分群示意图情况2。
图5是风电场内部故障分群示意图情况3。
图6是风电场内部拓扑及分群结果示意图。
图7是风电场等值后拓扑结构图。
图8是风电场等值前后功率对比波形—有功功率图。
图9是风电场等值前后功率对比波形—无功功率图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述，值得注意，下面数据根据某区域电网的实际数据，具有一定的示例性。
风电场由包含两条35kV架空干线，每条干线包含10台1.5MW的DFIG。风电场由242/35kV升压变压器T1及双回220kV架空输电线路接入外电网，外电网为单机无穷大系统220kV线路采用LGJ400/35导线，0.074+j0.4Ω/km，L1为147km，L2为32km，L3为172km。35kV架空干线采用LGJ185/25导线，0.191+j0.4Ω/km，相邻两机组相距1km。拓扑结构如图2所示。
输入风电场的风速为11m/s，采用Jensen模型计算各机组风速。推力系数0.8，粗糙系数0.075。计算出各机组风速如表3所示(G11-G20同G1-G10)。
表3各机组输入风速
如图1所示，本发明适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法包括以下步骤：
1)根据分群判据对机群进行划分，并根据分群结果将机群聚合为等值机组。本文采用Crowbar是否投切作为机群划分的依据，而Crowbar是否投切，则以去磁控制常采用的去除定子衰减磁链所采用的转子电流为判据。
风电场内部发生三相对称接地故障，接地点位于G7与G8之间，电压跌落至0，如图2所示。故障发生时各机组输入风速如表3。由稳态潮流计算与短路计算可得故障前后各机组机端电压，如表4所示。其中，机端电压低于0.2pu，DFIG会切除。
表4各机组跌落前后电压
根据故障前后机端电压以及输入风速，可得故障后各机组定子磁链。根据去磁控制所采用的Crowbar投切判据，计算转子去磁电流指令。各机组定子直流磁链及相应的电流指令如下表所示(dq坐标系下的幅值)。
表5各机组定子衰减磁链及转子去磁电流指令
结合去磁控制Crowbar投切判据，比较电流指令是否大于限值(本文取1.5倍额定电流，0.7kA)，从而可将风电场内机组分为三个群，如图6所示。
(1)投入Crowbar，G2-G5。等值风速veq1＝9.59m/s。
(2)故障后切机，G6-G10。等值风速veq2＝7.43m/s。
(3)不投入Crowbar，G1、G11-G20。等值风速veq3＝8.98m/s。
2)采用非线性规划确定等值机组接入集电网络位置。
将各机群等值后，由公式(1)所述方法确定各等值机组接入集电网络的位置。以图3为例进行说明，由于风电场内机组划分为三群，因此分三小步确定各个等值机组的接入位置。
第一步，计算Zeq1：ugroup1为投Crowbar机群与切机机群这两个群的电流和乘以图3中Z1，得到ugroup1＝0.565。
由上式确定Zeq1＝0.4343+j0.91Ω。
第二步，计算Zeq2：Zeq1确定后，切机机群的ugroup2为切机机群总电流乘以Z2加上ugroup1，得到ugroup2＝0.567。
由上式确定Zeq2＝0.3595+j0.753Ω。
第三步，计算Zeq3：ugroup3为干线端点电压，ugroup3＝0.564。
由上式确定Zeq3＝0.5127+j1.074Ω。
需要注意，第一步与第二步不可颠倒，因为Zeq1的数值会对第二步中ugroup2的确定产生影响。至此，三个等值阻抗确定完毕，将等值机组接入相应位置即可。等值后风电场拓扑结构如图7所示。
将风电场等值模型与风电场精确模型的仿真波形进行对比。从图8-9可看出，等值模型可准确模拟风电场在内部故障发生时的动态特性，无论在稳态还是故障时，PCC点电压、有功、无功功率均具有很好的一致性，相比于精确模型，仿真时间明显缩短，具有更强的实用性。验证了本文分群、集电网络计算方法的正确性，为包含风电场内部故障下的电力系统分析提供支持。由图8-9还可看出，风电场内部故障发生时，风电场从电网吸收大量有功、无功功率，对电网电压稳定造成影响。如果系统不是无穷大系统，还会对电网频率造成影响。
综上所述，可以将本发明归纳为以下步骤：
1)根据机群划分结果，对各个机群进行等值，聚合为等值机组。
2)列写规划方程，确定等值机组接入集电网络位置。
3)根据步骤2)，在保留原集电网络结构与参数的前提下，按照距离干线首端由近到远的顺序，依次确定各个等值机组接入集电网络的位置。
上述各实施例仅用于说明本发明，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都不应排除在本发明的保护范围之外。

Claims (1)

1.一种适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法，其特征在于，工艺步骤如下：
1)根据风电场内部故障的分群结果，对各个机群进行等值，聚合为等值机组；
2)列写规划方程，确定等值机组接入集电网络位置；
通过电压约束，来保证风电场内部故障期间机组等值前后动作特性一致；并以稳态时功率损耗之差最小为目标函数，求取集电线路等值阻抗；通过非线性规划求解：
<mrow> <mtable> <mtr> <mtd> <mrow> <mi>min</mi> <mi> </mi> <mi>f</mi> <mo>=</mo> <msup> <mrow> <mo>&amp;lsqb;</mo> <mrow> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mrow> <munderover> <mi>&amp;Sigma;</mi> <mrow> <mi>k</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <msub> <mi>N</mi> <mi>G</mi> </msub> </munderover> <msub> <mi>I</mi> <mi>k</mi> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>I</mi> <mrow> <mi>G</mi> <mo>_</mo> <mi>n</mi> <mi>e</mi> <mi>x</mi> <mi>t</mi> </mrow> </msub> </mrow> <mo>)</mo> </mrow> <mn>2</mn> </msup> <msub> <mi>Z</mi> <mrow> <mi>e</mi> <mi>q</mi> </mrow> </msub> <mo>-</mo> <munderover> <mi>&amp;Sigma;</mi> <mrow> <mi>n</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <msub> <mi>N</mi> <mi>G</mi> </msub> </munderover> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mrow> <munderover> <mi>&amp;Sigma;</mi> <mrow> <mi>m</mi> <mo>=</mo> <mi>n</mi> </mrow> <msub> <mi>N</mi> <mi>G</mi> </msub> </munderover> <msub> <mi>I</mi> <mi>m</mi> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>I</mi> <mrow> <mi>G</mi> <mo>_</mo> <mi>n</mi> <mi>e</mi> <mi>x</mi> <mi>t</mi> </mrow> </msub> </mrow> <mo>)</mo> </mrow> <mn>2</mn> </msup> <msub> <mi>Z</mi> <mi>n</mi> </msub> </mrow> <mo>&amp;rsqb;</mo> </mrow> <mn>2</mn> </msup> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mtable> <mtr> <mtd> <mrow> <mi>s</mi> <mo>.</mo> <mi>t</mi> <mo>.</mo> </mrow> </mtd> <mtd> <mfenced open = "{" close = ""> <mtable> <mtr> <mtd> <mrow> <msub> <mi>u</mi> <mrow> <mi>g</mi> <mi>r</mi> <mi>o</mi> <mi>u</mi> <mi>p</mi> </mrow> </msub> <mo>+</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mrow> <munderover> <mi>&amp;Sigma;</mi> <mrow> <mi>k</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <msub> <mi>N</mi> <mi>G</mi> </msub> </munderover> <msub> <mi>I</mi> <mi>k</mi> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>I</mi> <mrow> <mi>G</mi> <mo>_</mo> <mi>n</mi> <mi>e</mi> <mi>x</mi> <mi>t</mi> </mrow> </msub> </mrow> <mo>)</mo> </mrow> <msub> <mi>Z</mi> <mrow> <mi>e</mi> <mi>q</mi> </mrow> </msub> <mo>&gt;</mo> <msub> <mi>u</mi> <mi>min</mi> </msub> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mrow> <msub> <mi>u</mi> <mrow> <mi>g</mi> <mi>r</mi> <mi>o</mi> <mi>u</mi> <mi>p</mi> </mrow> </msub> <mo>+</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mrow> <munderover> <mi>&amp;Sigma;</mi> <mrow> <mi>k</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <msub> <mi>N</mi> <mi>G</mi> </msub> </munderover> <msub> <mi>I</mi> <mi>k</mi> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>I</mi> <mrow> <mi>G</mi> <mo>_</mo> <mi>n</mi> <mi>e</mi> <mi>x</mi> <mi>t</mi> </mrow> </msub> </mrow> <mo>)</mo> </mrow> <msub> <mi>Z</mi> <mrow> <mi>e</mi> <mi>q</mi> </mrow> </msub> <mo>&lt;</mo> <msub> <mi>u</mi> <mi>max</mi> </msub> </mrow> </mtd> </mtr> </mtable> </mfenced> </mtd> </mtr> </mtable> </mtd> </mtr> </mtable> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
式中：NG为该机群包含的风机台数；I为群内各机组电流；IG_next为该机群所在的干线上，相较于该机群离PCC电气距离更远的各个机群各机组电流和；Zn为各集电线路阻抗，即风电场精确模型中各机组间的阻抗；Zeq为等值机接入点距该机群端点的阻抗值；ugroup为等值后群端电压；umin、umax为等值前该机群内各机组机端电压的最大与最小值；
3)根据步骤2)，在原集电网络结构与参数不变的前提下，依次确定各个等值机组接入集电网络的位置；
当风电场内部故障发生后，故障所在干线会包含至少两个等值机群，即切机机群与投入Crowbar的机群；当故障所在干线包含未投入Crowbar的机群，则先确定未投入Crowbar的机群接入集电网络的位置，否则无需计算；当故障所在干线包含投入Crowbar的机群，则再确定投入Crowbar的机群接入集电网络的位置，否则无需计算；故障所在线路一定包含切机机群，最后确定切机机群的接入位置；
对于非故障干线，依然采用上述的判断与计算顺序，即按照距离干线首端由近到远的顺序，依次确定各个机群接入集电网络的位置。
CN201610091857.8A 2016-02-18 2016-02-18 一种适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法 Expired - Fee Related CN105610193B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610091857.8A CN105610193B (zh) 2016-02-18 2016-02-18 一种适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610091857.8A CN105610193B (zh) 2016-02-18 2016-02-18 一种适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN105610193A CN105610193A (zh) 2016-05-25
CN105610193B true CN105610193B (zh) 2017-12-29

Family

ID=55989822

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201610091857.8A Expired - Fee Related CN105610193B (zh) 2016-02-18 2016-02-18 一种适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN105610193B (zh)

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2597746A1 (en) * 2011-11-23 2013-05-29 Siemens Aktiengesellschaft Method of controlling the power input to a HVDC transmission link
CN105048455A (zh) * 2015-07-30 2015-11-11 国网山东省电力公司烟台供电公司 一种风力发电与可调负荷联合运行系统

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2597746A1 (en) * 2011-11-23 2013-05-29 Siemens Aktiengesellschaft Method of controlling the power input to a HVDC transmission link
CN105048455A (zh) * 2015-07-30 2015-11-11 国网山东省电力公司烟台供电公司 一种风力发电与可调负荷联合运行系统

Also Published As

Publication number Publication date
CN105610193A (zh) 2016-05-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103279638B (zh) 一种基于响应的大电网全态势在线一体化量化评估方法
Jin et al. Cable routing optimization for offshore wind power plants via wind scenarios considering power loss cost model
CN103944507B (zh) 基于逆变器型式试验的光伏电站低电压穿越性能评价方法
CN105470950B (zh) 故障分析用永磁直驱风电场电磁暂态等值模型建立方法
CN104156892A (zh) 一种有源配电网电压跌落仿真与评估方法
CN103761349B (zh) 一种基于风电机组概率同调性的风电场等值建模方法
CN102510071B (zh) 一种电网系统紧急控制方法及装置
CN102522824B (zh) 一种基于集控站调度主站的分布式状态估计计算方法
CN105678033B (zh) 一种适用于电磁暂态仿真的风电场等值建模方法
CN103618307A (zh) 一种提高电力系统安全稳定性的紧急控制方法
CN108695862A (zh) 一种基于pmu实测数据的电网惯量特征在线评估方法
CN107862103A (zh) 一种基于adpss的仿真模型生成方法及系统
CN106383947A (zh) 风电场集电网络动态等值参数的快速获取方法
Wu et al. Transfer function based equivalent modeling method for wind farm
CN104820741A (zh) 兼顾风场分散性与机组差异性的风电场动态等值方法
CN104504285A (zh) 一种计及撬棒保护的双馈风电场等值建模方法
CN104766142A (zh) 基于eeac和轨迹灵敏度的暂态稳定约束最优潮流计算方法
CN106410862B (zh) 基于有功恢复斜率校正的风电场单机等值方法
CN203102283U (zh) 一种基于实时数字仿真仪rtds的风电场建模仿真系统
CN105403812A (zh) 一种基于故障行波沿线分解及距离标定的三角环网线路单端故障测距方法
CN104573221A (zh) 风电聚集区内风电场连锁脱网故障判断方法及装置
CN106897514A (zh) 一种全功率变换型新能源场站的短路电流计算模型的建立方法
CN103853888B (zh) 一种适用于无功补偿的海上风电系统等值建模方法
CN113642884A (zh) 一种电网失电情况下风电场发电量损失统计方法及系统
CN105610193B (zh) 一种适用于风电场内部故障时集电网络的等值方法

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20171229

Termination date: 20190218

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee