CN113013925A - 一种风电场仿真系统及其仿真方法 - Google Patents

一种风电场仿真系统及其仿真方法 Download PDF

Info

Publication number
CN113013925A
CN113013925A CN202110293914.1A CN202110293914A CN113013925A CN 113013925 A CN113013925 A CN 113013925A CN 202110293914 A CN202110293914 A CN 202110293914A CN 113013925 A CN113013925 A CN 113013925A
Authority
CN
China
Prior art keywords
wind turbine
turbine generator
wind
current
value
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.)
Pending
Application number
CN202110293914.1A
Other languages
English (en)
Inventor
苗风麟
秦世耀
李少林
李春彦
朱琼锋
唐建芳
张梅
贺敬
张松涛
樊熠
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.)
State Grid Corp of China SGCC
China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI
Original Assignee
State Grid Corp of China SGCC
China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI
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 State Grid Corp of China SGCC, China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI filed Critical State Grid Corp of China SGCC
Priority to CN202110293914.1A priority Critical patent/CN113013925A/zh
Publication of CN113013925A publication Critical patent/CN113013925A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • 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
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
    • 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

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

本发明涉及一种风电场仿真系统及其仿真方法，风电场仿真系统包括：输入模块、风电场信号模块和风电场电网接口模块；其中，输入模块用于输入风电场实时运行数据；风电场信号模块用于根据风电场实时运行数据仿真其等效的风电场的运行状态切换和输出；风电场电网接口模块用于建立风电场信号模块与电网模型之间的电气连接。利用风电场仿真系统对风电场做实时仿真。本发明提供的技术方案，解决了传统建模方法中不能体现各风电机组参数差异化的问题，同时通过建立与实际风电场相一致数量的风电机组等效信号模型，使得风电场仿真系统可适应实际风电场控制，解决了当前风电场仿真系统输出性能只与风速相关，脱离控制影响，不能提供主动支撑的问题。

Description

一种风电场仿真系统及其仿真方法
技术领域
本发明涉及新能源接入与控制领域，具体涉及一种风电场仿真系统及其仿真方法。
背景技术
随着风电在电力系统中的占比越来越高，风电对电网安全稳定运行影响越来越大，风电的网源协调能力也受到了越来越多的重视。
为研究风电场与电力系统之间的网源交互影响，需要对风电场进行仿真，而进行风电场仿真的基础是建立风电场电等效模型。
由于风电场由几十台甚至上百台风电机组组成，为每台风电机组建立详细模型，并考虑相应的电气接线等因素，其建模工作量及运算量巨大，且潮流及稳定计算的算法可靠性是一个难题。因此，在满足研究目的的前提下，追求真实模拟风电场运行状态及高效仿真已经成为风电场技术领域的关键研究内容。
通常在建模研究中关注的焦点是风电场整体的输出特性，因此目前的建模方法，通常将风电场的整体特性作简化处理，忽略风电场内部机组之间复杂的影响。研究的方法包括：采用聚合方法，将同样配置同样状态的多个风电机组模型等值为同一机组详细模型，并采用等值的风速来驱动相应的风电机组模型；采用等值方法，基于每台风电机组运行数据，通过拟合风速与输出功率对应关系，基于等效风速建立风电场的稳态等效模型，输出对应功率。
传统的建模方法，将风电场作为一个整体，追求风电场的输出与实际有功及无功功率之间误差最小，忽略了风电场内部各个风电机组的动态特性，可满足电力系统潮流及稳态计算。然而，风电场的并网性能还较大程度依赖于风电场功率控制系统，在电网频率及电压发生变化时，风电场功率控制系统可通过调节有功及无功功率进行电网主动支撑，采用当前建模方法，无法考虑各台风电机组的参数差异性，且不可适应风电场控制系统进而无法实现风电场主动支撑。
因此，利用传统的风电场建模方法得到的风电场等效模型，不能准确有效的进行风电场仿真。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种风电场仿真系统及其仿真方法，该系统解决了传统建模方法中不能体现各风电机组参数差异化的问题，同时通过建立与实际风电场相一致数量的风电机组等效信号模型，使得风电场仿真系统可适应实际风电场控制，解决了当前风电场仿真系统输出性能只与风速相关，脱离控制影响，不能提供主动支撑的问题。
本发明的目的是采用下述技术方案实现的：
本发明提供一种风电场仿真系统，所述仿真系统包括：输入模块、风电场信号模块和风电场电网接口模块；
所述风电场信号模块，包括：风电场内各风电机组的等效信号模型；
所述风电场电网接口模块，包括：与各风电机组的等效信号模型分别连接的电网接口单元；
其中，所述输入模块，用于输入风电场实时运行数据；
所述等效信号模型，用于根据风电场实时运行数据仿真其等效的风电机组的运行状态切换和输出；
所述电网接口单元，用于基于电网模型的电压有效值，将风电机组的等效信号模型的有功输出和无功输出转换为三相电流，并基于所述三相电流建立风电机组的等效信号模型与电网模型之间的电气连接。
优选的，所述实时运行数据包括但不限于风速、和风电场控制指令。
进一步的，所述风电机组的等效信号模型，包括：存储单元、状态切换单元和输出单元；
其中，所述存储单元，用于存储风电机组的拟合曲线及关键参数；
所述状态切换单元，用于基于风电场控制指令仿真风电机组运行状态的切换；
所述输出单元，用于根据风速、风电机组的当前运行状态和风电机组的拟合曲线及关键参数，仿真风电机组当前的有功输出、无功输出和其它参数的运行值。
本发明提供一种基于仿真系统的风电场仿真方法，所述方法包括：
获取风电场实时运行数据；
将风电场实时运行数据代入风电场仿真系统，仿真得到风电场内各风电机组的有功输出、无功输出和其它参数的运行值；
其中，所述实时运行数据包括但不限于风速、风电场控制指令和电网模型的电压有效值；
所述其它参数包括但不限于：桨距角和转速。
与最接近的现有技术相比，本发明具有的有益效果：
本发明提供的技术方案，包括：输入模块、风电场信号模块和风电场电网接口模块；所述风电场信号模块，包括：风电场内各风电机组的等效信号模型；所述风电场电网接口模块，包括：与各风电机组的等效信号模型分别连接的电网接口单元；其中，所述输入模块，用于输入风电场实时运行数据；所述等效信号模型，用于根据风电场实时运行数据仿真其等效的风电机组的运行状态切换和输出；所述电网接口单元，用于基于电网模型的电压有效值，将风电机组的等效信号模型的有功输出和无功输出转换为三相电流，并基于所述三相电流建立风电机组的等效信号模型与电网模型之间的电气连接。该方案解决了传统建模方法中不能体现各风电机组参数差异化的问题，同时通过建立与实际风电场相一致数量的风电机组等效信号模型，使得风电场仿真系统可适应实际风电场控制，解决了当前风电场仿真系统输出性能只与风速相关，脱离控制影响，不能提供主动支撑的问题。
本发明提供的技术方案，可按照实际风电场的风电机组数量建立风电场仿真系统，由于运算模块复杂度较低，在满足与电网交互影响的研究前提下，具备较高运算效率。
本发明提供的技术方案，适用于实时仿真，尤其是在考虑风电机组差异化条件下，进行控制器硬件在环仿真。
本发明提供的技术方案，区别于传统的采用有效值计算模式，或只适用于稳态的phasor模式风电场与电力系统之间的电网接口，本发明基于相位补偿所提供的电网接口允许电压采集及电流的异步计算，不需要确保电网模型与风电场模型的同步运行，建立的仿真系统为适用于离散求解的电磁暂态仿真系统。
附图说明
图1是一种风电场仿真系统结构图；
图2是一种风电场仿真方法流程图；
图3是风电场仿真系统与电网模型的连接结构示意图；
图4是本发明实施例中有功测试结果示意图；
图5是本发明实施例中无功测试结果示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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它实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1：
本发明提供了一种风电场仿真系统，如图1所示，包括：输入模块、风电场信号模块和风电场电网接口模块；
所述风电场信号模块，包括：风电场内各风电机组的等效信号模型；
所述风电场电网接口模块，包括：与各风电机组的等效信号模型分别连接的电网接口单元；
其中，所述输入模块，用于输入风电场实时运行数据；
所述等效信号模型，用于根据风电场实时运行数据仿真其等效的风电机组的运行状态切换和输出；
所述电网接口单元，用于基于电网模型的电压有效值，将风电机组的等效信号模型的有功输出和无功输出转换为三相电流，并基于所述三相电流建立风电机组的等效信号模型与电网模型之间的电气连接。
具体的，所述实时运行数据包括但不限于风速、和风电场控制指令。
进一步的，所述风电机组的等效信号模型，包括：存储单元、状态切换单元和输出单元；
其中，所述存储单元，用于存储风电机组的拟合曲线及关键参数；
所述状态切换单元，用于基于风电场控制指令仿真风电机组运行状态的切换；
所述输出单元，用于根据风速、风电机组的当前运行状态和风电机组的拟合曲线及关键参数，仿真风电机组当前的有功输出、无功输出和其它参数的运行值。
进一步的，所述状态切换单元中基于风电场控制指令仿真风电机组运行状态的切换，包括：
当未收到风电场控制指令时：
若风电机组的当前运行状态为启机并网状态且风电机组当前的有功输出和其它参数的运行值均达到功率非受限运行状态所预设的门槛值，则风电机组的运行状态切换为功率非受限运行状态；
若风电机组的当前运行状态为惯量响应控制运行状态，且风电机组当前的有功输出和其它参数的运行值均恢复到进入惯量响应控制运行状态时的值，则风电机组的运行状态切换为功率非受限运行状态；
否则，风电机组的运行状态不切换；
当收到风电场控制指令时：
判断风电场控制指令是否下达错误；
若是，则风电机组的运行状态不切换，否则，利用风电场控制指令切换风电机组的运行状态。
进一步的，所述判断风电场控制指令是否下达错误，包括：
当风电场控制指令为有功控制指令或无功控制指令时：
若风电机组正常运行标志位C为0，则风电场控制指令下达错误，否则风电场控制指令未下达错误；
当风电场控制指令为启机控制指令时：
若风电机组停止工作标志位D为0，则风电场控制指令下达错误，否则风电场控制指令未下达错误；
当风电场控制指令为停机控制指令时：
若风电机组停止工作标志位D为1，则风电场控制指令下达错误，否则风电场控制指令未下达错误；
其中，风电机组正常运行标志位C在风电机组的运行状态为功率非受限运行状态、功率受限运行状态、惯量响应控制运行状态或无功功率控制状态的时为1，其它时间为0；
风电机组停止工作标志位D在风电机组停止运行时为1，其它时间为0。
再进一步的，所述利用风电场控制指令切换风电机组的运行状态，包括：
当风电场控制指令为启机控制指令，则风电机组的运行状态切换为启机控制状态；
当风电场控制指令为停机控制指令时：
若停机控制指令A的值为0，则风电机组的运行状态切换为正常停机状态；
若停机控制指令A的值为-1，则风电机组的运行状态切换为故障停机状态；
当风电场控制指令为有功控制指令时：
若有功控制指令值小于风电机组当前的有功输出，则风电机组的运行状态切换为功率受限运行状态；
若有功控制指令值大于等于风电机组当前的有功输出且惯量释放标志位B＝1，则风电机组的运行状态切换为惯量响应控制运行状态；
若有功控制指令值大于等于风电机组当前的有功输出且惯量释放标志位B＝0，或者有功控制指令值等于风电机组当前的有功输出，则风电机组的运行状态不切换；
当风电场控制指令为无功控制指令时：
若无功控制指令值不为0，则风电机组的运行状态切换为无功功率控制状态；
否则，风电机组的运行状态不切换。
具体的，其它参数，包括但不限于：桨距角和转速；
存储单元中存储的风电机组的拟合曲线，包括但不限于：风电机组并网运行在功率非受限运行状态下时，风电机组的风速-有功输出、风速-桨距角和风速-转速的二维曲线；
以及风电机组并网运行在功率受限运行状态下时，风电机组的有功输出-转速和有功输出变化量-桨距角变化量的二维曲线；
存储单元中存储的风电机组的关键参数，包括但不限于：
风电机组运行在启机状态下且风速为大风时，风电机组的有功输出、转速和桨距角的变化速率近似平均值；
风电机组运行在启机状态下且风速为小风时，风电机组的有功输出、转速、桨距角的变化速率近似平均值；
其中，所述大风的风速在额定风速以上，所述小风为的风速在额定风速以下；
所述风电机组的拟合曲线及关键参数是对风电机组的历史运行数据拟合得到的。
进一步的，所述输出单元中根据风速、风电机组的当前运行状态和风电机组的拟合曲线及关键参数，仿真风电机组当前的有功输出、无功输出和其它参数的运行值，包括：
当风电机组的当前运行状态为功率非受限运行状态时：
将风速代入风电机组并网运行在功率非受限运行状态下时，风电机组的风速-有功功率、风速-桨距角和风速-转速的二维曲线中，获得风电机组当前的有功输出、桨距角运行值和转速运行值；
将风电机组当前的有功输出代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
当风电机组的当前运行状态为启机控制状态时：
获取风速所处类型；
将风速所处类型对应的风电机组的转速的变化速率近似平均值和桨距角的变化速率近似平均值分别代入第一预设计算式中，获得风电机组当前的转速运行值和桨距角运行值；
若转速运行值未达到并网转速，则令风电机组当前的有功输出和无功输出均为0，否则，将风速所处类型对应的风电机组的有功输出的变化速率近似平均值代入第一预设计算式中，获得风电机组当前的有功输出；
将风电机组当前的有功输出代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
当风电机组的当前运行状态为正常停机状态时：
获取风速所处类型；
若风电机组当前的桨距角未达到90，则将风速所处类型对应的风电机组的桨距角的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获得风电机组当前的桨距角运行值，否则，令风电机组当前的桨距角运行值保持不变；
若风电机组当前的转速未达到0，则将风速所处类型对应的风电机组的转速的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获得风电机组当前的转速运行值，否则，令风电机组当前的转速运行值保持不变；
若风电机组当前的转速降到并网转速，则令风电机组的有功输出和无功输出为0；
否则，将风速所处类型对应的风电机组的有功输出的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获得风电机组当前的有功输出；
将风电机组当前的有功输出代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
当风电机组的当前运行状态为故障停机状态时：
获取风速所处类型；
若风电机组的桨距角未达到90，则将风速所处类型对应的风电机组的桨距角的变化速率近似平均值代入第三预设计算式中，获得风电机组当前的桨距角运行值，否则，令风电机组当前的桨距角运行值保持不变；
若风电机组的转速未达到0，则将风速所处类型对应的风电机组的转速的变化速率近似平均值代入第三预设计算式中，获得风电机组当前的转速运行值，否则，令风电机组当前的转速运行值保持不变；
令风电机组的有功输出和无功输出为0；
当风电机组的当前运行状态为功率受限运行状态时：
获取风速所处类型；
将有功功率指令值代入风电机组并网运行在功率受限运行状态下时，风电机组的有功输出-转速和有功输出变化量-桨距角变化量的二维曲线中，得到风电机组的转速目标值和桨距角变化量，并将风电机组当前的桨距角与桨距角变化量的加和作为风电机组的桨距角目标值；
若风电机组的桨距角未达到目标值，则将风速所处类型对应的风电机组的桨距角的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获得风电机组当前的桨距角运行值，否则，令风电机组当前的桨距角运行值保持不变；
若风电机组的转速未达到目标值，则将风速所处类型对应的风电机组的转速的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获得风电机组当前的转速运行值，否则，令风电机组当前的转速运行值保持不变；
将有功功率指令值代入延时环节，获得风电机组当前的有功输出，并将风电机组当前的有功输出代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
当风电机组的当前运行状态为惯量响应控制运行状态时：
若进入惯量响应控制运行状态的持续时间小于惯量释放标志位B的持续时间与最大持续时间设定值的最小值，则将风速所处类型对应的风电机组转速的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获取风电机组当前的转速；
将风速所处类型对应的风电机组桨距角的变化速率近似平均值代入第一预设计算式中，获取风电机组当前的桨距角；
令风电机组的当前有功输出为有功功率指令值与最大有功功率限值间的最小值；
将风电机组当前的有功输出代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
若进入惯量响应控制运行状态的持续时间等于惯量释放标志位B的持续时间与最大持续时间设定值的最小值，则令风电机组的当前有功输出阶跃至P1-low，并将P1-low代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
令风电机组当前的转速和桨距角不阶跃；
若进入惯量响应控制运行状态的持续时间大于惯量释放标志位B的持续时间与最大持续时间设定值的最小值时，则
将风速所处类型对应的风电机组的有功输出的变化速率近似平均值代入第一预设计算式中，获得风电机组当前的有功输出，直至风电机组当前的有功输出恢复到进入惯量响应控制运行状态时的值；
将风电机组当前的有功输出代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
将风速所处类型对应的风电机组的转速的变化速率近似平均值代入第一预设计算式中，获得风电机组当前的转速运行值，直至风电机组当前的转速运行值恢复到进入惯量响应控制运行状态时的值；
将风速所处类型对应的风电机组的桨距角的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获得风电机组当前的桨距角运行值，直至风电机组当前的桨距角运行值恢复到进入惯量响应控制运行状态时的值；
当风电机组的当前运行状态为无功功率控制状态时：
令风电机组的当前有功输出、桨距角和转速均保持不变；
若无功功率指令值小于零，则令风电机组的当前无功输出为无功功率指令值与最大无功功率限值中的较大值；
若无功功率指令值大于零，则令风电机组的当前无功输出为无功功率指令值与最大无功功率限值中的较小值；
其中，最大无功功率限值为基于风电机组当前的有功输出和有功-无功对应关系式获得的；
风速类型包括大风和小风；
P1-low为阶跃点的预设功率，最大持续时间设定值为初始调节时预设的，惯量释放标志位B的持续时间由上层控制给定的。
进一步的，所述第一预设计算式为：
Xt＝Xt-1+Xk·Δt
式中，Xt为风电机组当前的转速运行值/桨距角运行值/有功输出，Xt-1为风电机组上一时刻的转速运行值/桨距角运行值/有功输出，Xk为当前风速所处类型对应的转速的变化速率近似平均值/桨距角的变化速率近似平均值/风电机组的有功输出的变化速率近似平均值，Δt为仿真步长；
所述第二预设计算式为：
Xt＝Xt-1-Xk·Δt
所述第三预设计算式为：
Xt＝Xt-1-2Xk·Δt
所述有功-无功对应关系式为：
Q＝P·tan(arc(cosθ))
式中，cosθ为风电机组的功率因数，P为风电机组的有功输出，Q为与P对应的风电机组的无功输出/最大无功功率限值；
所述P1-low的计算式为：
Figure BDA0002983582280000091
式中，Plow为最大持续时间设定值对应的功率设定值，Tmax为最大持续时间设定值，TB为惯量释放标志位B的持续时间。
具体的，风电场电网接口模块中由风电机组的等效信号模型的有功输出和无功输出转换的三相电流的计算式如下：
Figure BDA0002983582280000101
式中，θA为电网模型的A相相电流相角，Irms为电网模型的电流有效值，IA为A相电流，IB为B相电流，Ic为C相电流；
其中，所述θA的计算式如下：
θA＝θωt+arctan(Q/P)+2π*Δt/T
式中，P为风电机组的等效信号模型的有功输出，Q为风电机组的等效信号模型的无功输出，Δt为仿真步长，T为电网模型中电压一个周波的周期，θωt为电网模型的A相相电压相角；
所述Irms的计算式如下：
Figure BDA0002983582280000102
式中，Urms为电网模型的电压有效值。
本发明提供的技术方案，基于风电机组运行数据，利用曲线拟合及关键参数提取，将风电机组模型划分为若干运行状态，各状态分开建模，根据控制指令进行各状态间的切换，确定最终风电机组模型的输出。
本发明提供的技术方案，在定步长仿真情况下，基于相位补偿的电网接口，利用有功及无功功率及电网电压锁相，可实现风电场受控电流源模型的电气接口连接。
实施例2：
本发明提供了一种风电场仿真方法，如图2所示，包括：
步骤101，获取风电场实时运行数据；
步骤102，将风电场实时运行数据代入风电场仿真系统，仿真得到风电场内各风电机组的有功输出、无功输出和其它参数的运行值；
其中，所述实时运行数据包括但不限于风速、风电场控制指令和电网模型的电压有效值；
所述其它参数包括但不限于：桨距角和转速。
实施例3：
为解决传统的风电场仿真方法中所用到的风电场仿真系统，不能体现各风电机组参数差异化问题，以及不适应风电场控制系统，无法提供主动支撑的问题。本发明提供一种风电场仿真系统，该仿真系统在建立过程中基于各风电机组运行数据，分别建立了各风电机组的等效信号模型，各风电机组的等效信号模型通过与其连接的电网接口单元实现了与电网模型的电气连接，解决了传统建模方法中不能体现各风电机组参数差异化的问题，解决了为每台风电机组建立详细模型方法中建模效率低的问题，同时通过建立与实际风电场相一致数量的风电机组等效信号模型，使得风电场仿真系统可适应实际风电场控制，解决了当前风电场仿真系统输出性能只与风速相关，脱离控制影响，不能提供主动支撑的问题。
基于风电机组运行数据的风电场仿真系统，主要包括输入模块、风电场信号模块及风电场电网接口模块三部分，风电机组曲线拟合及关键参数获取为风电场信号模型的构建提供数据基础，该仿真系统可获得各风电机组必备输出参考数据，包括：有功、无功、桨距角、转速、电压及电流有效值等。风电场仿真系统在仿真时，需要获取风电机组运行数据(由输入模块输入)，为得到所需参考的必备输出，风电场仿真系统的输入量包括风速、电网电压、控制指令，仿真系统最终可实现与电网模型的电气连接。采用所提出的仿真系统，既能满足大规模风电参与下的电网模型的潮流计算，也可根据风电机组的运行状态研究电网复杂工况对机组产生的影响。
该仿真系统的具体构建过程如下：
步骤A：获取风电机组的拟合曲线及关键参数；
上述提及的拟合曲线包括：
风电机组并网运行在功率非受限运行状态下时，风电机组的风速-有功功率、风速-桨距角和风速-转速的二维曲线；
以及风电机组并网运行在功率受限运行状态下时，风电机组的有功功率-转速和有功功率变化量-桨距角变化量的二维曲线；
上述提及的关键参数包括：
风电机组运行在启机状态下且当前风速为大风时，风电机组的有功功率、转速和桨距角的变化速率近似平均值；
风电机组运行在启机状态下且当前风速为小风时，风电机组的有功功率、转速、桨距角的变化速率近似平均值；额定风速以上为大风，额定风速以下为小风。
其中，风电机组的拟合曲线及关键参数的获取过程为：
对历史数据库中风电机组并网运行在功率非受限运行状态下的风速、有功功率、桨距角及转速进行拟合得到风电机组并网运行在功率非受限运行状态下的风速-有功功率、风速-桨距角和风速-转速的二维曲线；
对历史数据库中风电机组并网运行在功率受限运行状态下的有功功率、转速及桨距角进行拟合得到风电机组并网运行在功率受限运行状态下有功功率-转速、有功功率变化量-桨距角变化量的二维曲线；
对历史数据库中风电机组运行在启机状态下且风速为大风时的有功功率、转速、桨距角及转速进行计算得到风电机组运行在启机状态下且当前风速为大风时，风电机组的有功功率、转速、桨距角的变化速率近似平均值；
对历史数据库中风电机组运行在启机状态下且风速为小风时的有功功率、转速、桨距角及转速进行计算得到风电机组运行在启机状态下且当前风速为小风时，风电机组的有功功率、转速、桨距角的变化速率近似平均值。
步骤B：基于风电机组历史运行数据建立风电机组的等效信号模型：
步骤B-1：构建用于存储风电机组的拟合曲线及关键参数的存储单元；
步骤B-2：构建用于基于风电场控制指令仿真风电机组运行状态的切换的状态切换单元；
当未收到风电场控制指令时：
若风电机组的当前运行状态为启机并网状态且风电机组当前的有功输出和其它参数的运行值均达到功率非受限运行状态所预设的门槛值，则风电机组的运行状态切换为功率非受限运行状态；
若风电机组的当前运行状态为惯量响应控制运行状态，且风电机组当前的有功输出和其它参数的运行值均恢复到进入惯量响应控制运行状态时的值，则风电机组的运行状态切换为功率非受限运行状态；
否则，风电机组的运行状态不切换；
当收到风电场控制指令时：
判断风电场控制指令是否下达错误；
若是，则风电机组的运行状态不切换，否则，利用风电场控制指令切换风电机组的运行状态。
其中，判断风电场控制指令是否下达错误，包括：
当风电场控制指令为有功控制指令或无功控制指令时：
若风电机组正常运行标志位C为0，则风电场控制指令下达错误，否则风电场控制指令未下达错误；
当风电场控制指令为启机控制指令时：
若风电机组停止工作标志位D为0，则风电场控制指令下达错误，否则风电场控制指令未下达错误；
当风电场控制指令为停机控制指令时：
若风电机组停止工作标志位D为1，则风电场控制指令下达错误，否则风电场控制指令未下达错误；
注意：风电机组正常运行标志位C在风电机组的运行状态为功率非受限运行状态、功率受限运行状态、惯量响应控制运行状态或无功功率控制状态的时为1，其它时间为0；
风电机组停止工作标志位D置为1的时刻为风电机组停止的时刻，风电机组停止工作标志位D置为0的时刻为风电机组开始的时刻。
其中，所述利用风电场控制指令切换风电机组的运行状态，包括：
当风电场控制指令为启机控制指令，则风电机组的运行状态切换为启机控制状态；
当风电场控制指令为停机控制指令时：
若停机控制指令A的值为0，则风电机组的运行状态切换为正常停机状态；
若停机控制指令A的值为-1，则风电机组的运行状态切换为故障停机状态；
当风电场控制指令为有功控制指令时：
若有功控制指令值小于风电机组当前的有功输出，则风电机组的运行状态切换为功率受限运行状态；
若有功控制指令值大于等于风电机组当前的有功输出且惯量释放标志位B＝1，则风电机组的运行状态切换为惯量响应控制运行状态；
若有功控制指令值大于等于风电机组当前的有功输出且惯量释放标志位B＝0，或者有功控制指令值等于风电机组当前的有功输出，则风电机组的运行状态不切换；
当风电场控制指令为无功控制指令时：
若无功控制指令值不为0，则风电机组的运行状态切换为无功功率控制状态；
否则，风电机组的运行状态不切换。
步骤B-3：构建用于根据风速、风电机组的当前运行状态和风电机组的拟合曲线及关键参数，仿真风电机组当前的有功输出、无功输出和其它参数的运行值的输出单元；
非受限运行状态：基于风电机组并网运行在功率非受限运行状态下时，风电机组的风速-有功功率、风速-桨距角和风速-转速的二维曲线，根据输入风速，获得该状态下各风电机组输出量，如有功功率、无功功率、转速、桨距角；
启机控制状态：桨距角、转速输出统一根据式(1)计算：
Xt＝Xt-1+Xk·Δt (1)
式中，Xt为风电机组当前的转速运行值/桨距角运行值/有功输出，Xt-1为风电机组上一时刻的转速运行值/桨距角运行值/有功输出，Xk为当前风速所处类型对应的转速的变化速率近似平均值/桨距角的变化速率近似平均值/风电机组的有功输出的变化速率近似平均值，Δt为仿真步长；
当转速达到并网转速时，有功功率由起始值0逐渐增大，其输出根据式(1)计算；
当转速、桨距角及有功功率达到非受限运行状态的门槛值之后将保持不变，此时将标志位C置为1。
正常停机状态：桨距角、转速及有功功率输出统一根据式(2)计算：
Xt＝Xt-1-Xk·Δt (2)
当转速达到并网转速时，有功功率变为0。转速及桨距角数值分别变为0到90时，将维持不变，此时将正常运行状态标志位C置为0。
故障停机状态：有功功率变为0，桨距角及转速数值输出统一根据式(3)计算，直至桨距角及转速数值分别逐渐恢复至90及0，此时将正常运行状态标志位C置为0。
Xt＝Xt-1-2Xk·Δt (3)
功率受限运行模式：风电机组并网运行在功率受限运行状态下时，风电机组的有功功率-转速和有功功率变化量-桨距角变化量的二维曲线，得到转速目标值及桨距角变化量，根据当前风速下的桨距角，得到桨距角目标值；
实际有功功率输出值通过将有功功率指令Pcmd输入到延时环节得到，转速、桨距角实际输出值根据式(2)进行计算，其中桨距角计算中k值取额定风速以上情况下对应的变化率，转速及桨距角达到目标值后保持不变；
惯量响应控制运行模式：若持续时间小于标志位B持续时间与最大持续时间设定值的最小值，实际有功功率输出为Pcmd与最大有功功率限值的最小值，实际转速输出根据式(2)进行计算，桨距角输出根据式(1)计算；
若持续时间等于标志位B持续时间与最大持续时间设定值的最小值，
实际有功功率输出P1-low根据式(4)进行计算；
Figure BDA0002983582280000151
式中，Plow为最大持续时间设定值对应的功率设定值，Tmax为最大持续时间设定值，TB为惯量释放标志位B的持续时间。
若持续时间大于标志位B持续时间与最大持续时间设定值的最小值，
有功功率、转速的实际输出根据公式(1)输出，当达到目标值后，不在变化；
桨距角的实际输出根据公式(2)输出，当达到目标值后，不在变化，惯量响应控制运行模式结束。
目标值为进入惯量响应控制运行模式前输出值。最大持续时间设定值可作为初始调节设定个具体数值，标志位B同A一样，为外部指令，持续时间完全由外部决定。
无功功率控制模式：当无功功率指令值Qcmd小于零时，无功功率实际输出值为Qcmd与无功功率限值的较大值，当Qcmd大于零时，无功功率实际输出值为Qcmd与无功功率限值的较小值。无功功率指令限值根据当前有功功率及功率因数计算得到，如式(5)所示。
Q＝P·tan(arc(cosθ)) (5)
式中，cosθ为风电机组的功率因数，风电机组正常运行情况下cosθ＝1，cosθ的最大值及最小值一般为±0.95，当其取最值时，可求得对应无功功率的最大及最小限值。P为风电机组的有功输出，Q为与P对应的风电机组的无功输出/最大无功功率限值；
有功功率、转速和桨距角均不变。
步骤B-4：
将存储单元以及状态切换单元分别与输出单元连接，生成风电机组的等效信号模型；
步骤C：
按照步骤A和步骤B，生成风电场中各风电机组的等效信号模型，并利用风电场中各风电机组的等效信号模型组成风电场信号模块；
步骤D：构建输入模块；
所述输入模块，用于数据风电场的运行数据，包括风速和风电场控制指令。
步骤E：构建风电场电网接口模块，该模块包括：与各风电机组的等效信号模型分别连接的电网接口单元；
其中，所述电网接口单元，用于基于电网模型的电压有效值，将风电机组的等效信号模型的有功输出和无功输出转换为三相电流，并基于所述三相电流建立风电机组的等效信号模型与电网模型之间的电气连接。
具体为：风电机组的等效信号模型的有功输出和无功输出需通过电网接口转化为瞬时三相电流，才可与电力系统进行电气连接，电网接口单元基于当前时刻采集的三相电压瞬时值，利用式(6)计算有效值，利用锁相环获得相角，经过相位补偿，利用受控电流源实现下一时刻三相瞬时电流输出。三相电流有效值可根据式(7)进行计算，A相电流相位角根据式(8)进行计算：
Figure BDA0002983582280000161
式中f表示电网频率，T表示电网电压一个周波的周期，f和T都可通过锁相环确定，u(t)表示电压瞬时值，Urms表示电压有效值。
Figure BDA0002983582280000162
θA＝θωt+arctan(Q/P)+2π*Δt/T (8)
式中Irms表示电流有效值，θA表示A相相角，θωt表示通过锁相环锁定的A相相电压相角，Q和P分别表示风电场模型无功及有功功率，式中第三项即为补偿相位。
三相电流瞬时值由式(9)计算得到，采用受控电流源实现与电网的电气连接。
Figure BDA0002983582280000163
步骤F：依次连接输入模块、风电场信号模块和风电场电网接口模块，生成风电场仿真系统，其中，风电场仿真系统与电网模型的连接结构示意图如图3所示。
实施例4：
基于Matlab建立2MW风电机组等效信号模型，生成50台风电机组，共100MW的风电场仿真系统，并应用于RTLAB的实时仿真环境中，接入风电场功率控制系统，通过控制系统上位机向风电场仿真系统发送控制指令，分别实现有功及无功功率控制的功能测试，有功测试结果如图4所示，无功测试结果如图5所示。
从图中可以看出，风电场仿真系统考虑了一定损耗及感抗，可根据控制指令完成相应的功能测试。由于各台风电机组参数及风速的差异性，在有功功率控制中，实际有功功率相对指令也产生了一定的延时。
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、系统、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。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、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。
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。
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。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (11)

1.一种风电场仿真系统，其特征在于，所述仿真系统包括：输入模块、风电场信号模块和风电场电网接口模块；
所述风电场信号模块，包括：风电场内各风电机组的等效信号模型；
所述风电场电网接口模块，包括：与各风电机组的等效信号模型分别连接的电网接口单元；
其中，所述输入模块，用于输入风电场实时运行数据；
所述等效信号模型，用于根据风电场实时运行数据仿真其等效的风电机组的运行状态切换和输出；
所述电网接口单元，用于基于电网模型的电压有效值，将风电机组的等效信号模型的有功输出和无功输出转换为三相电流，并基于所述三相电流建立风电机组的等效信号模型与电网模型之间的电气连接。
2.如权利要求1所述的仿真系统，其特征在于，所述实时运行数据包括但不限于风速、和风电场控制指令。
3.如权利要求2所述的仿真系统，其特征在于，所述风电机组的等效信号模型，包括：存储单元、状态切换单元和输出单元；
其中，所述存储单元，用于存储风电机组的拟合曲线及关键参数；
所述状态切换单元，用于基于风电场控制指令仿真风电机组运行状态的切换；
所述输出单元，用于根据风速、风电机组的当前运行状态和风电机组的拟合曲线及关键参数，仿真风电机组当前的有功输出、无功输出和其它参数的运行值。
4.如权利要求3所述的仿真系统，其特征在于，所述基于风电场控制指令仿真风电机组运行状态的切换，包括：
当未收到风电场控制指令时：
若风电机组的当前运行状态为启机并网状态且风电机组当前的有功输出和其它参数的运行值均达到功率非受限运行状态所预设的门槛值，则风电机组的运行状态切换为功率非受限运行状态；
若风电机组的当前运行状态为惯量响应控制运行状态，且风电机组当前的有功输出和其它参数的运行值均恢复到进入惯量响应控制运行状态时的值，则风电机组的运行状态切换为功率非受限运行状态；
否则，风电机组的运行状态不切换；
当收到风电场控制指令时：
判断风电场控制指令是否下达错误；
若是，则风电机组的运行状态不切换，否则，利用风电场控制指令切换风电机组的运行状态。
5.如权利要求4所述的仿真系统，其特征在于，所述判断风电场控制指令是否下达错误，包括：
当风电场控制指令为有功控制指令或无功控制指令时：
若风电机组正常运行标志位C为0，则风电场控制指令下达错误，否则风电场控制指令未下达错误；
当风电场控制指令为启机控制指令时：
若风电机组停止工作标志位D为0，则风电场控制指令下达错误，否则风电场控制指令未下达错误；
当风电场控制指令为停机控制指令时：
若风电机组停止工作标志位D为1，则风电场控制指令下达错误，否则风电场控制指令未下达错误；
其中，风电机组正常运行标志位C在风电机组的运行状态为功率非受限运行状态、功率受限运行状态、惯量响应控制运行状态或无功功率控制状态的时为1，其它时间为0；
风电机组停止工作标志位D在风电机组停止运行时为1，其它时间为0。
6.如权利要求4所述的仿真系统，其特征在于，所述利用风电场控制指令切换风电机组的运行状态，包括：
当风电场控制指令为启机控制指令，则风电机组的运行状态切换为启机控制状态；
当风电场控制指令为停机控制指令时：
若停机控制指令A的值为0，则风电机组的运行状态切换为正常停机状态；
若停机控制指令A的值为-1，则风电机组的运行状态切换为故障停机状态；
当风电场控制指令为有功控制指令时：
若有功控制指令值小于风电机组当前的有功输出，则风电机组的运行状态切换为功率受限运行状态；
若有功控制指令值大于等于风电机组当前的有功输出且惯量释放标志位B＝1，则风电机组的运行状态切换为惯量响应控制运行状态；
若有功控制指令值大于等于风电机组当前的有功输出且惯量释放标志位B＝0，或者有功控制指令值等于风电机组当前的有功输出，则风电机组的运行状态不切换；
当风电场控制指令为无功控制指令时：
若无功控制指令值不为0，则风电机组的运行状态切换为无功功率控制状态；
否则，风电机组的运行状态不切换。
7.如权利要求3所述的仿真系统，其特征在于，其它参数，包括但不限于：桨距角和转速；
风电机组的拟合曲线，包括但不限于：风电机组并网运行在功率非受限运行状态下时，风电机组的风速-有功输出、风速-桨距角和风速-转速的二维曲线；
以及风电机组并网运行在功率受限运行状态下时，风电机组的有功输出-转速和有功输出变化量-桨距角变化量的二维曲线；
风电机组的关键参数，包括但不限于：
风电机组运行在启机状态下且风速为大风时，风电机组的有功输出、转速和桨距角的变化速率近似平均值；
风电机组运行在启机状态下且风速为小风时，风电机组的有功输出、转速、桨距角的变化速率近似平均值；
其中，所述大风的风速在额定风速以上，所述小风为的风速在额定风速以下；
所述风电机组的拟合曲线及关键参数是对风电机组的历史运行数据拟合得到的。
8.如权利要求7所述的仿真系统，其特征在于，所述根据风速、风电机组的当前运行状态和风电机组的拟合曲线及关键参数，仿真风电机组当前的有功输出、无功输出和其它参数的运行值，包括：
当风电机组的当前运行状态为功率非受限运行状态时：
将风速代入风电机组并网运行在功率非受限运行状态下时，风电机组的风速-有功功率、风速-桨距角和风速-转速的二维曲线中，获得风电机组当前的有功输出、桨距角运行值和转速运行值；
将风电机组当前的有功输出代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
当风电机组的当前运行状态为启机控制状态时：
获取风速所处类型；
将风速所处类型对应的风电机组的转速的变化速率近似平均值和桨距角的变化速率近似平均值分别代入第一预设计算式中，获得风电机组当前的转速运行值和桨距角运行值；
若转速运行值未达到并网转速，则令风电机组当前的有功输出和无功输出均为0，否则，将风速所处类型对应的风电机组的有功输出的变化速率近似平均值代入第一预设计算式中，获得风电机组当前的有功输出；
将风电机组当前的有功输出代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
当风电机组的当前运行状态为正常停机状态时：
获取风速所处类型；
若风电机组当前的桨距角未达到90，则将风速所处类型对应的风电机组的桨距角的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获得风电机组当前的桨距角运行值，否则，令风电机组当前的桨距角运行值保持不变；
若风电机组当前的转速未达到0，则将风速所处类型对应的风电机组的转速的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获得风电机组当前的转速运行值，否则，令风电机组当前的转速运行值保持不变；
若风电机组当前的转速降到并网转速，则令风电机组的有功输出和无功输出为0；
否则，将风速所处类型对应的风电机组的有功输出的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获得风电机组当前的有功输出；
将风电机组当前的有功输出代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
当风电机组的当前运行状态为故障停机状态时：
获取风速所处类型；
若风电机组的桨距角未达到90，则将风速所处类型对应的风电机组的桨距角的变化速率近似平均值代入第三预设计算式中，获得风电机组当前的桨距角运行值，否则，令风电机组当前的桨距角运行值保持不变；
若风电机组的转速未达到0，则将风速所处类型对应的风电机组的转速的变化速率近似平均值代入第三预设计算式中，获得风电机组当前的转速运行值，否则，令风电机组当前的转速运行值保持不变；
令风电机组的有功输出和无功输出为0；
当风电机组的当前运行状态为功率受限运行状态时：
获取风速所处类型；
将有功功率指令值代入风电机组并网运行在功率受限运行状态下时，风电机组的有功输出-转速和有功输出变化量-桨距角变化量的二维曲线中，得到风电机组的转速目标值和桨距角变化量，并将风电机组当前的桨距角与桨距角变化量的加和作为风电机组的桨距角目标值；
若风电机组的桨距角未达到目标值，则将风速所处类型对应的风电机组的桨距角的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获得风电机组当前的桨距角运行值，否则，令风电机组当前的桨距角运行值保持不变；
若风电机组的转速未达到目标值，则将风速所处类型对应的风电机组的转速的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获得风电机组当前的转速运行值，否则，令风电机组当前的转速运行值保持不变；
将有功功率指令值代入延时环节，获得风电机组当前的有功输出，并将风电机组当前的有功输出代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
当风电机组的当前运行状态为惯量响应控制运行状态时：
若进入惯量响应控制运行状态的持续时间小于惯量释放标志位B的持续时间与最大持续时间设定值的最小值，则将风速所处类型对应的风电机组转速的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获取风电机组当前的转速；
将风速所处类型对应的风电机组桨距角的变化速率近似平均值代入第一预设计算式中，获取风电机组当前的桨距角；
令风电机组的当前有功输出为有功功率指令值与最大有功功率限值间的最小值；
将风电机组当前的有功输出代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
若进入惯量响应控制运行状态的持续时间等于惯量释放标志位B的持续时间与最大持续时间设定值的最小值，则令风电机组的当前有功输出阶跃至P1-low，并将P1-low代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
令风电机组当前的转速和桨距角不阶跃；
若进入惯量响应控制运行状态的持续时间大于惯量释放标志位B的持续时间与最大持续时间设定值的最小值时，则
将风速所处类型对应的风电机组的有功输出的变化速率近似平均值代入第一预设计算式中，获得风电机组当前的有功输出，直至风电机组当前的有功输出恢复到进入惯量响应控制运行状态时的值；
将风电机组当前的有功输出代入有功-无功对应关系式中，获得风电机组当前的无功输出；
将风速所处类型对应的风电机组的转速的变化速率近似平均值代入第一预设计算式中，获得风电机组当前的转速运行值，直至风电机组当前的转速运行值恢复到进入惯量响应控制运行状态时的值；
将风速所处类型对应的风电机组的桨距角的变化速率近似平均值代入第二预设计算式中，获得风电机组当前的桨距角运行值，直至风电机组当前的桨距角运行值恢复到进入惯量响应控制运行状态时的值；
当风电机组的当前运行状态为无功功率控制状态时：
令风电机组的当前有功输出、桨距角和转速均保持不变；
若无功功率指令值小于零，则令风电机组的当前无功输出为无功功率指令值与最大无功功率限值中的较大值；
若无功功率指令值大于零，则令风电机组的当前无功输出为无功功率指令值与最大无功功率限值中的较小值；
其中，最大无功功率限值为基于风电机组当前的有功输出和有功-无功对应关系式获得的；
风速类型包括大风和小风；
P1-low为阶跃点的预设功率，最大持续时间设定值为初始调节时预设的，惯量释放标志位B的持续时间由上层控制给定的。
9.如权利要求8所述的仿真系统，其特征在于，所述第一预设计算式为：
Xt＝Xt-1+Xk·Δt
式中，Xt为风电机组当前的转速运行值/桨距角运行值/有功输出，Xt-1为风电机组上一时刻的转速运行值/桨距角运行值/有功输出，Xk为当前风速所处类型对应的转速的变化速率近似平均值/桨距角的变化速率近似平均值/风电机组的有功输出的变化速率近似平均值，Δt为仿真步长；
所述第二预设计算式为：
Xt＝Xt-1-Xk·Δt
所述第三预设计算式为：
Xt＝Xt-1-2Xk·Δt
所述有功-无功对应关系式为：
Q＝P·tan(arc(cosθ))
式中，cosθ为风电机组的功率因数，P为风电机组的有功输出，Q为与P对应的风电机组的无功输出/最大无功功率限值；
所述P1-low的计算式为：
Figure FDA0002983582270000071
式中，Plow为最大持续时间设定值对应的功率设定值，Tmax为最大持续时间设定值，TB为惯量释放标志位B的持续时间。
10.如权利要求1所述的仿真系统，其特征在于，由风电机组的等效信号模型的有功输出和无功输出转换的三相电流的计算式如下：
Figure FDA0002983582270000072
式中，θA为电网模型的A相相电流相角，Irms为电网模型的电流有效值，IA为A相电流，IB为B相电流，Ic为C相电流；
其中，所述θA的计算式如下：
θA＝θωt+arctan(Q/P)+2π*Δt/T
式中，P为风电机组的等效信号模型的有功输出，Q为风电机组的等效信号模型的无功输出，Δt为仿真步长，T为电网模型中电压一个周波的周期，θωt为电网模型的A相相电压相角；
所述Irms的计算式如下：
Figure FDA0002983582270000073
式中，Urms为电网模型的电压有效值。
11.一种基于权利要求1～10所述的仿真系统的风电场仿真方法，其特征在于，所述方法包括：
获取风电场实时运行数据；
将风电场实时运行数据代入风电场仿真系统，仿真得到风电场内各风电机组的有功输出、无功输出和其它参数的运行值；
其中，所述实时运行数据包括但不限于风速、风电场控制指令和电网模型的电压有效值；
所述其它参数包括但不限于：桨距角和转速。
CN202110293914.1A 2021-03-19 2021-03-19 一种风电场仿真系统及其仿真方法 Pending CN113013925A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110293914.1A CN113013925A (zh) 2021-03-19 2021-03-19 一种风电场仿真系统及其仿真方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110293914.1A CN113013925A (zh) 2021-03-19 2021-03-19 一种风电场仿真系统及其仿真方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN113013925A true CN113013925A (zh) 2021-06-22

Family

ID=76402844

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110293914.1A Pending CN113013925A (zh) 2021-03-19 2021-03-19 一种风电场仿真系统及其仿真方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113013925A (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115632433A (zh) * 2022-10-19 2023-01-20 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 风-机-场-网全景联合仿真系统及方法

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115632433A (zh) * 2022-10-19 2023-01-20 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 风-机-场-网全景联合仿真系统及方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Liu et al. Co-ordinated multiloop switching control of DFIG for resilience enhancement of wind power penetrated power systems
CN104215904B (zh) 一种全功率变流器风电机组低电压穿越测试系统及方法
Kheshti et al. Gaussian distribution-based inertial control of wind turbine generators for fast frequency response in low inertia systems
Llano et al. Control algorithms for permanent magnet generators evaluated on a wind turbine emulator test-rig
CN113013925A (zh) 一种风电场仿真系统及其仿真方法
CN111987750B (zh) 一种发电机安全进相能力裕度的在线监测方法及系统
Yuan et al. Modeling and large-signal stability of DFIG wind turbine in dc-voltage control time scale
Wang et al. Development of wind-energy modeling technology and standards
CN113507137B (zh) 基于DigSILENT/PF的风电场模型构建方法及相关装置
Zhang et al. Electromagnetic transient modeling and verification of DFIG unit and wind farm based on RTLAB
Souxes et al. Stabilizing controls for wind generators participating in transmission V/Q support
Nadour et al. Advanced backstepping control of a wind energy conversion system using a doubly-fed induction generator
Yusong et al. Horizontal axis wind turbine MPPT control research
Li et al. Structure Preserving Aggregation Method for Doubly-Fed Induction Generators in Wind Power Conversion
Zamzoum et al. Study and implementation of the MPPT strategy applied to a variable speed wind system based on DFIG with PWM-vector control
Gevorgian et al. Wgrid-49 GMLC project report: Understanding the role of short-term energy storage and large motor loads for active power controls by wind power
Karthik et al. Steady-state initialization of doubly fed induction generator based wind turbine considering grid side filter
Wu et al. Modeling and control of variable speed DFIG pumped storage turbine based on RTDS
El Aimani Towards a practical identification of a DFIG based wind generator model for grid assessment
Calzolari et al. Modeling of Doubly Fed Induction Machine Based Wind Turbine in ATP: Challenges and experiences
Ju et al. Simplified modeling of Directly Driven Wind Turbine with Permanent Magnet Synchronous Generator based on PSASP/UD
Neto et al. Reduced order model for grid connected wind turbines with doubly fed induction generators
Gomis-Bellmunt et al. Permanent magnet synchronous generator offshore wind farms connected to a single power converter
Zhang et al. Research on equivalent electromechanical transient modeling of PMSG-based wind farms
Zheng et al. Stochasticity Control Strategy Based on Discrete Model for the Power System with Wind Farm Incorporating Stochastic Sources

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination