CN105760636A - 一种发电系统实时仿真系统及实时仿真方法 - Google Patents

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CN105760636A CN201610237120.2A CN201610237120A CN105760636A CN 105760636 A CN105760636 A CN 105760636A CN 201610237120 A CN201610237120 A CN 201610237120A CN 105760636 A CN105760636 A CN 105760636A
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郭海平
郭琦
杨苹
周少雄
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Abstract

本发明公开了一种发电系统实时仿真系统及实时仿真方法，涉及仿真技术领域，解决了现有的仿真技术的仿真精度较差，无法准确地反映发电系统的真实工作状态的技术问题。该发电系统实时仿真系统包括软件在环实时仿真模块和至少一个实时数字仿真器，所述发电系统实时仿真系统还包括：控制器在环实时仿真模块和功率在环实时仿真模块；所述软件在环实时仿真模块、所述控制器在环实时仿真模块和所述功率在环实时仿真模块均与所述实时数字仿真器连接。本发明应用于发电系统的实时仿真。

Description

一种发电系统实时仿真系统及实时仿真方法
技术领域
本发明涉及仿真技术领域，尤其涉及一种发电系统实时仿真系统及实时仿真方法。
背景技术
随着社会的发展，人类越来越离不开电能的供应，进而对电网的要求也越来越高，对电网的要求具体体现为以下两方面：一方面，电网容量需要不断增大，另一方面，电网的供电质量需要不断提高。其中，电网容量的大小以及电网的供电质量均与发电系统的工作状态有着密切的关系，因此，对发电系统的工作状态进行研究具有十分重要的意义。
目前，通常通过实时数字仿真技术对发电系统的工作状态进行研究，研究方式具体如下：通过实时数字仿真系统搭建电网和发电设备的数字模型，实时模拟仿真发电系统的工作状态。然而，由于现有的实时数字仿真技术均采用纯计算机软件仿真系统，并未考虑实际情况中电网和发电设备的复杂性，搭建的电网和发电设备的数字模型也不够准确，因此，采用现有的实时数字仿真技术对发电系统进行研究时，得到的仿真结果与发电系统的真实工作状态之间可能存在较大的偏差，即仿真精度较差，从而无法准确地反映发电系统的真实工作状态。
发明内容
本发明的目的在于提供一种发电系统实时仿真系统及实时仿真方法，用于提高发电系统的实时仿真精度，从而可以准确地反映发电系统的真实工作状态。
为达到上述目的，本发明提供一种发电系统实时仿真系统，采用如下技术方案：
一种发电系统实时仿真系统包括软件在环实时仿真模块和至少一个实时数字仿真器，所述发电系统实时仿真系统还包括：控制器在环实时仿真模块和功率在环实时仿真模块；所述软件在环实时仿真模块、所述控制器在环实时仿真模块和所述功率在环实时仿真模块均与所述实时数字仿真器连接。
本发明提供了一种如上所述的发电系统实时仿真系统，由于该实时仿真系统同时包括了软件在环实时仿真模块、控制器在环实时仿真模块和功率在环实时仿真模块，则使得在使用该实时仿真系统对发电系统进行实时仿真时，不仅可通过软件在环实时仿真模块对发电系统进行实时仿真，还可同时通过控制器在环实时仿真模块和功率在环实时仿真模块对该发电系统进行仿真，从而得到多个仿真结果，通过对比各仿真结果，可以发现发电系统的各仿真模块的缺陷，从而有助于改善发电系统的仿真模块，提高发电系统的实时仿真精度，进而可以准确地反映发电系统的真实工作状态。
本发明还提供了一种发电系统实时仿真方法，采用如下技术方案：
该发电系统实时仿真方法使用上述发电系统实时仿真系统进行实时仿真，该发电系统实时仿真方法包括：
通过所述软件在环实时仿真模块对所述发电系统包括的各结构进行实时仿真；
通过所述控制器在环实时仿真模块对所述发电系统包括的各结构进行实时仿真；
通过所述功率在环实时仿真模块对所述发电系统包括的各结构进行实时仿真；
通过所述实时数字仿真器对仿真得到的发电系统的工作状态进行实时仿真。
本发明提供了一种如上所述的发电系统实时仿真方法，由于该发电系统实时仿真方法使用了上述发电系统的实时仿真系统，因此，在将该发电系统实时仿真方法应用于发电系统的实时仿真过程中时与将上述发电系统的实时仿真系统应用于发电系统的实时仿真过程中时具有相同的有益效果，故此处不再进行赘述。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，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。
图1为本发明实施例中发电系统实时仿真系统的结构示意图；
图2为本发明实施例中光伏发电系统的结构示意图；
图3为本发明实施例中光伏发电系统实时仿真系统的结构示意图；
图4为本发明实施例中永磁直驱动风力发电系统的结构示意图；
图5为本发明实施例中永磁直驱动风力发电系统实时仿真系统的结构示意图；
图6为本发明实施例中双馈风力发电系统的结构示意图；
图7为本发明实施例中双馈风力发电系统实时仿真系统的结构示意图；
图8为本发明实施例中储能系统的结构示意图；
图9为本发明实施例中储能系统实时仿真系统的结构示意图。
附图标记说明：
1—软件在环实时仿真模块，2—控制器在环实时仿真模块，
3—功率在环实时仿真模块，4—实时数字仿真器，5—太阳能电池板，
6—逆变器，61—逆变器的控制器，7—电网，8—功率放大器，
9—风电场，10—永磁直驱动风力变流器，
101—永磁直驱动风力变流器的控制器，11—双馈风力变流器，
111—双馈风力变流器的控制器，12—储能电池，13—储能变流器，
131—储能变流器的控制器，A—太阳能电池板仿真单元，
B—第一逆变器仿真单元，C—第二逆变器仿真单元，D—电网仿真单元，
E—风电场仿真单元，F—第一永磁直驱动风力变流器仿真单元，
G—第二永磁直驱动风力变流器仿真单元，
H—第一双馈风力变流器仿真单元，I—第二双馈风力变流器仿真单元，
J—储能电池仿真单元，K—第一储能变流器仿真单元，
L—第二储能变流器仿真单元。
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，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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。
实施例一
本发明实施例提供一种发电系统实时仿真系统，如图1所示，该发电系统实时仿真系统包括软件在环实时仿真模块1、控制器在环实时仿真模块2、功率在环实时仿真模块3和至少一个实时数字仿真器4，软件在环实时仿真模块1、控制器在环实时仿真模块2和功率在环实时仿真模块3均与实时数字仿真器4连接。
其中，软件在环实时仿真模块1包括用于对发电系统的各结构进行仿真的多个仿真单元；控制器在环实时仿真模块2包括发电系统的控制器和对发电系统中除控制器之外的各结构进行仿真的多个仿真单元；功率在环实时仿真模块3包括用于对发电系统的电网进行仿真的仿真单元和发电系统中除电网之外的各结构。需要说明的是，软件在环实时仿真模块1和控制器在环实时仿真模块2包括的仿真单元的数量，以及具体内容需要与发电系统的具体结构相对应，此处不进行限定，本发明实施例将在后续内容中进行举例说明。
示例性地，使用上述发电系统实时仿真系统对发电系统进行实时仿真的方法具体包括：通过软件在环实时仿真模块1对发电系统包括的各结构进行实时仿真；通过控制器在环实时仿真模块2对发电系统包括的各结构进行实时仿真；通过功率在环实时仿真模块3对发电系统包括的各结构进行实时仿真；通过实时数字仿真器4对仿真得到的发电系统的工作状态进行实时仿真。
在本发明实施例的技术方案中，由于上述实时仿真系统同时包括了软件在环实时仿真模块1、控制器在环实时仿真模块2和功率在环实时仿真模块3，则使得在使用该实时仿真系统对发电系统进行实时仿真时，不仅可通过软件在环实时仿真模块1对发电系统进行实时仿真，还可同时通过控制器在环实时仿真模块2和功率在环实时仿真模块3对该发电系统进行仿真，从而得到多个仿真结果，通过对比各仿真结果，可以发现发电系统的各仿真模块的缺陷，从而有助于改善发电系统的仿真模块，提高发电系统的实时仿真精度，进而可以准确地反映发电系统的真实工作状态。
需要说明的是，在使用上述实时仿真系统对发电系统进行实时仿真时，可同时使用软件在环实时仿真模块1、控制器在环实时仿真模块2和功率在环实时仿真模块3，也可单独使用软件在环实时仿真模块1、控制器在环实时仿真模块2或功率在环实时仿真模块3，还可以选择软件在环实时仿真模块1、控制器在环实时仿真模块2和功率在环实时仿真模块3中的任意两个实时仿真模块进行实时仿真，本领域技术人员可根据实际情况进行选择，本发明实施例不进行限定。
上述发电系统实时仿真系统可以包括一个实时数字仿真器4，也可以包括三个实时数字仿真器4，三个实时数字仿真器4分别与软件在环实时仿真模块1、控制器在环实时仿真模块3和功率在环实时仿真模块3一一对应，本领域技术人员可根据实际情况选择实时数字仿真器4的个数，本发明实施例不进行限定。优选地，上述发电系统实时仿真系统包括一个实时数字仿真器4，软件在环实时仿真模块1、控制器在环实时仿真模块2和功率在环实时仿真模块3均与实时数字仿真器4连接，从而可以简化发电系统实时仿真系统的结构，有助于减小发电系统实时仿真系统的成本。
下面本发明实施例以四种常见的发电系统为例，结合附图对其对应的发电系统实时仿真系统的具体结构进行详细描述。
可选地，上述发电系统为光伏发电系统，如图2所示，该光伏发电系统包括依次连接的太阳能电池板5、逆变器6和电网7；与之对应的发电系统实时仿真系统包括的软件在环实时仿真模块1、控制器在环实时仿真模块2、功率在环实时仿真模块3和实时数字仿真器4的具体结构如下：
如图3所示，软件在环实时仿真模块1包括太阳能电池板仿真单元A、第一逆变器仿真单元B和电网仿真单元D，其中，第一逆变器仿真单元B与逆变器6中的所有结构相对应，太阳能电池板仿真单元A、第一逆变器仿真单元B和电网仿真单元D依次连接。示例性地，通过上述软件在环实时仿真模块1对光伏发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过太阳能电池板仿真单元A对太阳能电池板5进行实时仿真；通过第一逆变器仿真单元B对逆变器6中的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
如图3所示，控制器在环实时仿真模块2包括太阳能电池板仿真单元A、第二逆变器仿真单元C、电网仿真单元D和逆变器6的控制器61，其中，第二逆变器仿真单元C与逆变器6中的除逆变器6的控制器61之外的所有结构相对应，太阳能电池板仿真单元A、第二逆变器仿真单元C和电网仿真单元D依次连接，逆变器6的控制器61与第二逆变器仿真单元C连接。示例性地，通过控制器在环实时仿真模块2对上述光伏发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过太阳能电池板仿真单元A对太阳能电池板进行实时仿真；通过第二逆变器仿真单元C对逆变器6中的除逆变器6的控制器61之外的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
如图3所示，功率在环实时仿真模块3包括太阳能电池板5、逆变器6和用于对所述电网进行仿真的功率放大器8，其中，太阳能电池板5、逆变器6和功率放大器8依次连接。示例性地，通过功率在环实时仿真模块3对上述光伏发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过功率放大器8对电网7进行实时仿真。
可选地，上述发电系统为永磁直驱动风力发电系统，如图4所示，该永磁直驱动风力发电系统包括风电场9、永磁直驱动风力变流器10和电网7；与之对应的永磁直驱动风力发电系统实时仿真系统包括的软件在环实时仿真模块1、控制器在环实时仿真模块2、功率在环实时仿真模块3和实时数字仿真器4的具体具体结构如下：
如图5所示，软件在环实时仿真模块1包括风电场仿真单元E、第一永磁直驱动风力变流器仿真单元F和电网仿真单元D，其中，第一永磁直驱动风力变流器仿真单元F与永磁直驱动风力变流器10中的所有结构相对应，风电场仿真单元E、第一永磁直驱动风力变流器仿真单元F和电网仿真单元D依次连接。示例性地，通过软件在环实时仿真模块1对上述永磁直驱动风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过风电场仿真单元E对风电场9进行实时仿真；通过第一永磁直驱动风力变流器仿真单元F对永磁直驱动风力变流器10中的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
如图5所示，控制器在环实时仿真模块2包括风电场仿真单元E、第二永磁直驱动风力变流器仿真单元G、电网仿真单元71和永磁直驱动风力变流器10的控制器101，其中，第二永磁直驱动风力变流器仿真单元G与永磁直驱动风力变流器10中的除永磁直驱动风力变流器10的控制器101之外的所有结构相对应，风电场仿真单元101、第二永磁直驱动风力变流器仿真单元G和电网仿真单元D依次连接，永磁直驱动风力变流器10的控制器101与第二永磁直驱动风力变流器仿真单元G连接。示例性地，通过控制器在环实时仿真模块2对上述永磁直驱动风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过风电场仿真单元E对风电场9进行实时仿真；通过第二永磁直驱动风力变流器仿真单元G对永磁直驱动风力变流器10中的除永磁直驱动风力变流器10的控制器101之外的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
如图5所示，功率在环实时仿真模块3包括风电场9、永磁直驱动风力变流器10和用于对所述电网进行仿真的功率放大器8，其中，风电场9、永磁直驱动风力变流器10和功率放大器8依次连接。示例性地，通过功率在环实时仿真模块3对上述永磁直驱动风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过功率放大器8对电网7进行实时仿真。
可选地，上述发电系统为双馈风力发电系统，如图6所示，该双馈风力发电系统包括风电场9、双馈风力变流器11和电网7；与之对应的双馈风力发电系统实时仿真系统包括的软件在环实时仿真模块1、控制器在环实时仿真模块2、功率在环实时仿真模块3和实时数字仿真器4的具体结构如下：
如图7所示，软件在环实时仿真模块1包括风电场仿真单元E、第一双馈风力变流器仿真单元H和电网仿真单元D，其中，第一双馈风力变流器仿真单元H与双馈风力变流器11中的所有结构相对应，风电场仿真单元E、第一双馈风力变流器仿真单元H和电网仿真单元D依次连接。示例性地，通过软件在环实时仿真模块1对上述双馈风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过风电场仿真单元E对风电场9进行实时仿真；通过第一双馈风力变流器仿真单元H对双馈风力变流器11中的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
如图7所示，控制器在环实时仿真模块2包括风电场仿真单元E、第二双馈风力变流器仿真单元I、电网仿真单元D和双馈风力变流器11的控制器111，其中，第二双馈风力变流器仿真单元I与双馈风力变流器11中的除双馈风力变流器11的控制器111之外的所有结构相对应，风电场仿真单元101、第二双馈风力变流器仿真单元I和电网仿真单元D依次连接，双馈风力变流器11的控制器111与第二双馈风力变流器仿真单元I连接。示例性地，通过控制器在环实时仿真模块2对上述双馈风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过风电场仿真单元E对风电场9进行实时仿真；通过第二双馈风力变流器仿真单元I对双馈风力变流器11中的除双馈风力变流器11的控制器111之外的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
如图7所示，功率在环实时仿真模块3包括风电场9、双馈风力变流器11和用于对所述电网进行仿真的功率放大器8，其中，风电场9、双馈风力变流器11和功率放大器8依次连接。示例性地，通过功率在环实时仿真模块3对上述双馈风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过功率放大器8对电网7进行实时仿真。
可选地，上述发电系统为储能系统，如图8所示，该储能系统包括储能电池12、储能变流器13和电网7；与之对应的储能系统实时仿真系统包括的软件在环实时仿真模块1、控制器在环实时仿真模块2、功率在环实时仿真模块3和实时数字仿真器4的具体具体结构如下：
如图9所示，软件在环实时仿真模块1包括储能电池仿真单元J、第一储能变流器仿真单元K和电网仿真单元D，其中，第一储能变流器仿真单元K与储能变流器13中的所有结构相对应，储能电池仿真单元J、第一储能变流器仿真单元K和电网仿真单元D依次连接。示例性地，通过软件在环实时仿真模块1对上述储能系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过储能电池仿真单元J对储能电池12进行实时仿真；通过第一储能变流器仿真单元K对储能变流器13中的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
如图9所示，控制器在环实时仿真模块2包括储能电池仿真单元J、第二储能变流器仿真单元L、电网仿真单元D和储能变流器13的控制器131，其中，第二储能变流器仿真单元L与储能变流器13中除所述储能变流器13的控制器131之外的所有结构相对应，储能电池仿真单元J、第二储能变流器仿真单元L和电网仿真单元D依次连接，储能变流器13的控制器131与第二储能变流器仿真单元L连接。示例性地，通过控制器在环实时仿真模块2对上述储能系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过储能电池仿真单元J对储能电池12进行实时仿真；通过第二储能变流器仿真单元L对储能变流器13中除储能变流器13的控制器131之外的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
如图9所示，功率在环实时仿真模块3包括储能电池12、储能变流器13和用于对所述电网进行仿真的功率放大器8，其中，储能电池12、储能变流器13和功率放大器8依次连接。示例性地，通过功率在环实时仿真模块3对上述储能系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过功率放大器8对电网7进行实时仿真。
需要补充的是，本发明实施例中提及的各功率放大器8均优选为四象限功率放大器，从而使得功率放大器8不仅能够向实时数字仿真器4中输出电网7的仿真信号，还可以将功率在环实时仿真模块3中产生的电能转化成热能等其他形式的能量以便利用。
实施例二
本发明实施例提供一种发电系统实时仿真方法，该发电系统实时仿真方法中使用实施例一中所述的发电系统实时仿真系统进行实时仿真，该发电系统实时仿真方法包括：
通过软件在环实时仿真模块对发电系统包括的各结构进行实时仿真；
通过控制器在环实时仿真模块对发电系统包括的各结构进行实时仿真；
通过功率在环实时仿真模块对发电系统包括的各结构进行实时仿真；
通过实时数字仿真器对仿真得到的发电系统的工作状态进行实时仿真。
在本发明实施例的技术方案中，由于在使用该发电系统实时仿真方法对发电系统进行实时仿真时，不仅可通过软件在环实时仿真模块对发电系统包括的各结构进行实时仿真，还可选择同时通过控制器在环实时仿真模块和功率在环实时仿真模块对该发电系统包括的各结构进行仿真，从而得到多个仿真结果，通过对比各仿真结果，可以发现发电系统的各仿真模块的缺陷，从而有助于改善发电系统的仿真模块，提高发电系统的实时仿真精度，进而可以准确地反映发电系统的真实工作状态。
下面本发明实施例将结合四种常见的发电系统和对应的发电系统实时仿真系统对上述发电系统的实时仿真方法进行详细描述。
可选地，上述发电系统为光伏发电系统时，该光伏发电系统的具体结构参见图2和实施例一中相关描述，对应的发电系统实时仿真系统的具体结构参见图3和实施例一中相关描述，使用该光伏发电系统实时仿真系统对该光伏发电系统进行实时仿真的具体方法如下：
示例性地，通过软件在环实时仿真模块1对光伏发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过太阳能电池板仿真单元A对太阳能电池板5进行实时仿真；通过第一逆变器仿真单元B对逆变器6中的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
示例性地，通过控制器在环实时仿真模块2对上述光伏发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过太阳能电池板仿真单元A对太阳能电池板进行实时仿真；通过第二逆变器仿真单元C对逆变器6中的除逆变器6的控制器61之外的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
示例性地，通过功率在环实时仿真模块3对上述光伏发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过功率放大器8对电网7进行实时仿真。
可选地，上述发电系统为永磁直驱动风力发电系统时，该永磁直驱动风力发电系统的具体结构参见图4和实施例一中相关描述，对应的发电系统实时仿真系统的具体结构参见图5和实施例一中相关描述，使用该永磁直驱动风力发电系统实时仿真系统对该永磁直驱动风力发电系统进行实时仿真的具体方法如下：
示例性地，通过软件在环实时仿真模块1对上述永磁直驱动风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过风电场仿真单元E对风电场9进行实时仿真；通过第一永磁直驱动风力变流器仿真单元F对永磁直驱动风力变流器10中的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
示例性地，通过控制器在环实时仿真模块2对上述永磁直驱动风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过风电场仿真单元E对风电场9进行实时仿真；通过第二永磁直驱动风力变流器仿真单元G对永磁直驱动风力变流器10中的除永磁直驱动风力变流器10的控制器101之外的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
示例性地，通过功率在环实时仿真模块3对上述永磁直驱动风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过功率放大器8对电网7进行实时仿真。
可选地，上述发电系统为双馈风力发电系统时，该双馈风力发电系统的具体结构参见图6和实施例一中相关描述，对应的发电系统实时仿真系统的具体结构参见图7和实施例一中相关描述，使用该双馈风力发电系统实时仿真系统对该双馈风力发电系统进行实时仿真的具体方法如下：
示例性地，通过软件在环实时仿真模块1对上述双馈风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过风电场仿真单元E对风电场9进行实时仿真；通过第一双馈风力变流器仿真单元H对双馈风力变流器11中的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
示例性地，通过控制器在环实时仿真模块2对上述双馈风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过风电场仿真单元E对风电场9进行实时仿真；通过第二双馈风力变流器仿真单元I对双馈风力变流器11中的除双馈风力变流器11的控制器111之外的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
示例性地，通过功率在环实时仿真模块3对上述双馈风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过功率放大器8对电网7进行实时仿真。
可选地，上述发电系统为储能系统时，该储能系统的具体结构参见图8和实施例一中相关描述，对应的发电系统实时仿真系统的具体结构参见图9和实施例一中相关描述，使用该储能系统实时仿真系统对该储能系统进行实时仿真的具体方法如下：
示例性地，通过软件在环实时仿真模块1对上述储能系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过储能电池仿真单元J对储能电池12进行实时仿真；通过第一储能变流器仿真单元K对储能变流器13中的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
示例性地，通过控制器在环实时仿真模块2对上述储能系统包括的各结构进行实时仿真的步骤具体包括：通过储能电池仿真单元J对储能电池12进行实时仿真；通过第二储能变流器仿真单元L对储能变流器13中除储能变流器13的控制器131之外的所有结构进行实时仿真；通过电网仿真单元D对电网7进行实时仿真。
示例性地，通过功率在环实时仿真模块3对上述储能系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过功率放大器8对电网7进行实时仿真。
需要补充的是，本发明实施例中提及的各功率放大器8均优选为四象限功率放大器，从而使得功率放大器8不仅能够向实时数字仿真器4中输出电网7的仿真信号，还可以将功率在环实时仿真模块3中产生的电能转化成热能等其他形式的能量以便利用。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，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，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。

Claims (13)

1.一种发电系统实时仿真系统，包括软件在环实时仿真模块和至少一个实时数字仿真器，其特征在于，所述发电系统实时仿真系统还包括：控制器在环实时仿真模块和功率在环实时仿真模块；所述软件在环实时仿真模块、所述控制器在环实时仿真模块和所述功率在环实时仿真模块均与所述实时数字仿真器连接。
2.根据权利要求1所述的发电系统实时仿真系统，其特征在于，所述发电系统实时仿真系统包括一个所述实时数字仿真器。
3.根据权利要求1所述的发电系统实时仿真系统，其特征在于，所述发电系统为光伏发电系统，所述光伏发电系统包括依次连接的太阳能电池板、逆变器和电网；
所述软件在环实时仿真模块包括太阳能电池板仿真单元、第一逆变器仿真单元和电网仿真单元，其中，所述第一逆变器仿真单元与所述逆变器中的所有结构相对应，所述太阳能电池板仿真单元、所述第一逆变器仿真单元和所述电网仿真单元依次连接；
所述控制器在环实时仿真模块包括太阳能电池板仿真单元、第二逆变器仿真单元、电网仿真单元和所述逆变器的控制器，其中，所述第二逆变器仿真单元与所述逆变器中的除所述逆变器的控制器之外的所有结构相对应，所述太阳能电池板仿真单元、所述第二逆变器仿真单元和所述电网仿真单元依次连接，所述逆变器的控制器与所述第二逆变器仿真单元连接；
所述功率在环实时仿真模块包括太阳能电池板、逆变器和用于对所述电网进行仿真的功率放大器，其中，所述太阳能电池板、所述逆变器和所述功率放大器依次连接。
4.根据权利要求1所述的发电系统实时仿真系统，其特征在于，所述发电系统为永磁直驱动风力发电系统，所述永磁直驱动风力发电系统包括风电场、永磁直驱动风力变流器和电网；
所述软件在环实时仿真模块包括风电场仿真单元、第一永磁直驱动风力变流器仿真单元和电网仿真单元，其中，所述第一永磁直驱动风力变流器仿真单元与所述永磁直驱动风力变流器中的所有结构相对应，所述风电场仿真单元、所述第一永磁直驱动风力变流器仿真单元和所述电网仿真单元依次连接；
所述控制器在环实时仿真模块包括风电场仿真单元、第二永磁直驱动风力变流器仿真单元、电网仿真单元和所述永磁直驱动风力变流器的控制器，其中，所述第二永磁直驱动风力变流器仿真单元与所述永磁直驱动风力变流器中的除所述永磁直驱动风力变流器的控制器之外的所有结构相对应，所述风电场仿真单元、所述第二永磁直驱动风力变流器仿真单元和所述电网仿真单元依次连接，所述永磁直驱动风力变流器的控制器与所述第二永磁直驱动风力变流器仿真单元连接；
所述功率在环实时仿真模块包括风电场、永磁直驱动风力变流器和用于对所述电网进行仿真的功率放大器，其中，所述风电场、所述永磁直驱动风力变流器和所述功率放大器依次连接。
5.根据权利要求1所述的发电系统实时仿真系统，其特征在于，所述发电系统为双馈风力发电系统，所述双馈风力发电系统包括风电场、双馈风力变流器和电网；
所述软件在环实时仿真模块包括风电场仿真单元、第一双馈风力变流器仿真单元和电网仿真单元，其中，所述第一双馈风力变流器仿真单元与所述双馈风力变流器中的所有结构相对应，所述风电场仿真单元、所述第一双馈风力变流器仿真单元和所述电网仿真单元依次连接；
所述控制器在环实时仿真模块包括风电场仿真单元、第二双馈风力变流器仿真单元、电网仿真单元和所述双馈风力变流器的控制器，其中，所述第二双馈风力变流器仿真单元与所述双馈风力变流器中的除所述双馈风力变流器的控制器之外的所有结构相对应，所述风电场仿真单元、所述第二双馈风力变流器仿真单元和所述电网仿真单元依次连接，所述双馈风力变流器的控制器与所述第二双馈风力变流器仿真单元连接；
所述功率在环实时仿真模块包括风电场、双馈风力变流器和用于对所述电网进行仿真的功率放大器，其中，所述风电场、所述双馈风力变流器和所述功率放大器依次连接。
6.根据权利要求1所述的发电系统实时仿真系统，其特征在于，所述发电系统为储能系统，所述储能系统包括储能电池、储能变流器和电网；
所述软件在环实时仿真模块包括储能电池仿真单元、第一储能变流器仿真单元和电网仿真单元，其中，所述第一储能变流器仿真单元与所述储能变流器中的所有结构相对应，所述储能电池仿真单元、所述第一储能变流器仿真单元和所述电网仿真单元依次连接；
所述控制器在环实时仿真模块包括储能电池仿真单元、第二储能变流器仿真单元、电网仿真单元和所述储能变流器的控制器，其中，所述第二储能变流器仿真单元与所述储能变流器中除所述储能变流器的控制器之外的所有结构相对应，所述储能电池仿真单元、所述第二储能变流器仿真单元和所述电网仿真单元依次连接，所述储能变流器的控制器与所述第二储能变流器仿真单元连接；
所述功率在环实时仿真模块包括储能电池、储能变流器和用于对所述电网进行仿真的功率放大器，其中，所述储能电池、所述储能变流器和所述功率放大器依次连接。
7.根据权利要求3～6任一项所述的发电系统实时仿真系统，其特征在于，所述功率放大器为四象限功率放大器。
8.一种发电系统实时仿真方法，使用如权利要求1～7任一项所述的发电系统实时仿真系统进行实时仿真，其特征在于，所述发电系统实时仿真方法包括：
通过所述软件在环实时仿真模块对所述发电系统包括的各结构进行实时仿真；
通过所述控制器在环实时仿真模块对所述发电系统包括的各结构进行实时仿真；
通过所述功率在环实时仿真模块对所述发电系统包括的各结构进行实时仿真；
通过所述实时数字仿真器对仿真得到的发电系统的工作状态进行实时仿真。
9.根据权利要求8所述的发电系统实时仿真方法，其特征在于，所述发电系统为光伏发电系统，所述光伏发电系统包括依次连接的太阳能电池板、逆变器和电网；所述软件在环实时仿真模块包括太阳能电池板仿真单元、第一逆变器仿真单元和电网仿真单元；所述控制器在环实时仿真模块包括太阳能电池板仿真单元、第二逆变器仿真单元、电网仿真单元和所述逆变器的控制器；所述功率在环实时仿真模块包括太阳能电池板、逆变器和用于对所述电网进行仿真的功率放大器；
通过所述软件在环实时仿真模块对所述光伏发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过所述软件在环实时仿真模块包括的太阳能电池板仿真单元对所述太阳能电池板进行实时仿真；通过所述软件在环实时仿真模块包括的第一逆变器仿真单元对所述逆变器中的所有结构进行实时仿真；通过所述软件在环实时仿真模块包括的电网仿真单元对所述电网进行实时仿真；
通过所述控制器在环实时仿真模块对所述光伏发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过所述控制器在环实时仿真模块包括的太阳能电池板仿真单元对所述太阳能电池板进行实时仿真；通过所述控制器在环实时仿真模块包括的第二逆变器仿真单元对所述逆变器中的除所述逆变器的控制器之外的所有结构进行实时仿真；通过所述控制器在环实时仿真模块包括的电网仿真单元对所述电网进行实时仿真；
通过所述功率在环实时仿真模块对所述光伏发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过所述功率在环实时仿真模块包括的功率放大器对所述电网进行实时仿真。
10.根据权利要求8所述的发电系统实时仿真方法，其特征在于，所述发电系统为永磁直驱动风力发电系统，所述永磁直驱动风力发电系统包括风电场、永磁直驱动风力变流器和电网；所述软件在环实时仿真模块包括风电场仿真单元、第一永磁直驱动风力变流器仿真单元和电网仿真单元；所述控制器在环实时仿真模块包括风电场仿真单元、第二永磁直驱动风力变流器仿真单元、电网仿真单元和所述永磁直驱动风力变流器的控制器；所述功率在环实时仿真模块包括风电场、永磁直驱动风力变流器和用于对所述电网进行仿真的功率放大器；
通过所述软件在环实时仿真模块对所述永磁直驱动风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过所述软件在环实时仿真模块包括的风电场仿真单元对所述风电场进行实时仿真；通过所述软件在环实时仿真模块包括的第一永磁直驱动风力变流器仿真单元对所述永磁直驱动风力变流器中的所有结构进行实时仿真；通过所述软件在环实时仿真模块包括的电网仿真单元对所述电网进行实时仿真；
通过所述控制器在环实时仿真模块对所述永磁直驱动风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过所述控制器在环实时仿真模块包括的风电场仿真单元对所述风电场进行实时仿真；通过所述控制器在环实时仿真模块包括的第二永磁直驱动风力变流器仿真单元对所述永磁直驱动风力变流器中的除所述永磁直驱动风力变流器的控制器之外的所有结构进行实时仿真；通过所述控制器在环实时仿真模块包括的电网仿真单元对所述电网进行实时仿真；
通过所述功率在环实时仿真模块对所述永磁直驱动风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过所述功率在环实时仿真模块包括的功率放大器对所述电网进行实时仿真。
11.根据权利要求8所述的发电系统实时仿真方法，其特征在于，所述发电系统为双馈风力发电系统，所述双馈风力发电系统包括风电场、双馈风力变流器和电网；所述软件在环实时仿真模块包括风电场仿真单元、第一双馈风力变流器仿真单元和电网仿真单元；所述控制器在环实时仿真模块包括风电场仿真单元、第二双馈风力变流器仿真单元、电网仿真单元和所述双馈风力变流器的控制器；所述功率在环实时仿真模块包括风电场、双馈风力变流器和用于对所述电网进行仿真的功率放大器；
通过所述软件在环实时仿真模块对所述双馈风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过所述软件在环实时仿真模块包括的风电场仿真单元对所述风电场进行实时仿真；通过所述软件在环实时仿真模块包括的第一双馈风力变流器仿真单元对所述双馈风力变流器中的所有结构进行实时仿真；通过所述软件在环实时仿真模块包括的电网仿真单元对所述电网进行实时仿真；
通过所述控制器在环实时仿真模块对所述双馈风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过所述控制器在环实时仿真模块包括的风电场仿真单元对所述风电场进行实时仿真；通过所述控制器在环实时仿真模块包括的第二双馈风力变流器仿真单元对所述双馈风力变流器中的除所述双馈风力变流器的控制器之外的所有结构进行实时仿真；通过所述控制器在环实时仿真模块包括的电网仿真单元对所述电网进行实时仿真；
通过所述功率在环实时仿真模块对所述双馈风力发电系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过所述功率在环实时仿真模块包括的功率放大器对所述电网进行实时仿真。
12.根据权利要求8所述的发电系统实时仿真方法，其特征在于，所述发电系统为储能系统，所述储能系统包括储能电池、储能变流器和电网；所述软件在环实时仿真模块包括储能电池仿真单元、第一储能变流器仿真单元和电网仿真单元；所述控制器在环实时仿真模块包括储能电池仿真单元、第二储能变流器仿真单元、电网仿真单元和所述储能变流器的控制器；所述功率在环实时仿真模块包括储能电池、储能变流器和用于对所述电网进行仿真的功率放大器；
通过所述软件在环实时仿真模块对所述储能系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过软件在环实时仿真模块包括的储能电池仿真单元对所述储能电池进行实时仿真；通过软件在环实时仿真模块包括的第一储能变流器仿真单元对所述储能变流器中的所有结构进行实时仿真；通过软件在环实时仿真模块包括的电网仿真单元对所述电网进行实时仿真；
通过所述控制器在环实时仿真模块对所述储能系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过所述控制器在环实时仿真模块包括的储能电池仿真单元对所述储能电池进行实时仿真；通过所述控制器在环实时仿真模块包括的第二储能变流器仿真单元对所述储能变流器中除所述储能变流器的控制器之外的所有结构进行实时仿真；通过所述控制器在环实时仿真模块包括的电网仿真单元对所述电网进行实时仿真；
通过所述功率在环实时仿真模块对所述储能系统包括的各结构进行实时仿真的步骤包括：通过所述功率在环实时仿真模块包括的功率放大器对所述电网进行实时仿真。
13.根据权利要求9～12任一项所述的发电系统实时仿真方法，其特征在于，所述功率在环实时仿真模块包括的功率放大器为四象限功率放大器；通过所述功率在环实时仿真模块包括的功率放大器对所述电网进行实时仿真的步骤具体为：通过所述功率在环实时仿真模块包括的四象限功率放大器对所述电网进行实时仿真。
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