基于有功响应的双馈型风电场动态等值方法与流程

本发明涉及一种双馈型风电场的动态等值方法，属于电力系统仿真建模
技术领域：
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背景技术：
：由于能源和环境问题的日益严峻，风能以其技术和成本方面的优势在电力系统中得到了广泛应用。然而，随着风能渗透率的快速增加，电力系统的运行可靠性和稳定性受到了一定影响和冲击，因此对风电大规模接入电力系统进行分析计算的准确度要求越来越高。一个风电场往往有几十台甚至上百台风电机组，每一台风电机组又由风力机、传动轴、发电机、变流器及其控制器、保护装置及其控制器等模块组成，如果对每台风电机组都单独建模，则会大大增加仿真模型的复杂度和计算时间。因此，进行风电场等值模型的研究十分必要。在风电场等值建模中，由于大规模风电场单机等值的拟合精度通常难以满足要求，如何对风电机组进行合理有效的分群是风电场等值建模研究需要解决的首要问题。目前为止，风电场的分群方法主要有以下两类：(1)依据风速的相似性进行机组聚类的分群方法。该方法根据尾流效应和风向造成的风速差异，将风电场划分为多个区域，各自对应一台等值机组。或直接依据风速的相近性，根据风电机组的工作区域分群。这类分群方法只考虑了稳态指标，当风电场内风机数量众多、运行工况差异较大时，等值误差会较大。(2)以能够表征机组运行状态的特征量作为指标的分群方法。以风电机组线性化状态主导特征根的影响因素或转速、桨矩角等能够表征机组工作状态的变量作为分群指标，这类分群方法虽然可以达到较高的等值精度，但一般需要运用较复杂的算法，计算量大。工况差异大时仍会导致等值风电机台数的增加，且在输入风速变化时，无法实时得到分群指标，工程使用具有较大的局限性。技术实现要素：本发明是为了解决现有的风电场等值方法无法兼顾计算量和等值精度，同时无法离线完成风机分群的问题。现提供基于有功响应的双馈型风电场动态等值方法。基于有功响应的双馈型风电场动态等值方法，它包括以下步骤：步骤一、搭建双馈型风电机组的暂态模型，分别在该风电机组的小功率输出和大功率输出两种工况下，进行三相短路故障仿真，将该仿真获得的参数数据与现场测试实验获得的参数数据对比，获得仿真结果与现场实验测试结果的加权平均绝对误差，该加权平均绝对误差符合标准精度要求，则执行步骤二；步骤二、获取全风速运行区域内双馈型风电机组暂态模型在并网点处发生三相短路故障时的暂态有功功率响应曲线，根据该曲线上的聚群特性，获得分群指标；步骤三、根据实际等值精度要求设定有功功率误差阈值，进行典型风速分布的等值算例计算，获得各算例的有功相对等值误差，将各算例的有功相对等值误差分别与设定有功功率误差阈值比较，对分割点进行验证，若某个算例的有功相对等值误差大于设定有功功率误差阈值，则对该算例添加对应风速段内的单机等值风速作为补充分割点；步骤四、根据步骤二和步骤三离线获得的分割点，取分割点的并集作为分群指标划分风电机组，将各群内的风电机组等值为一台，计算各等值机组的等效参数和相应的集电网络等效参数，获得风电场等值模型。本发明的有益效果为：本发明通过搭建双馈型风电机组的电磁暂态仿真模型，在机组小功率输出和大功率输出两种工况下，设置三相短路故障，将风电机组出口处测得的有功功率、无功功率、电压、电流的响应曲线和现场测试数据进行对比，通过各时间段加权平均绝对误差公式获得仿真参数和现场测试数据的拟合误差，该误差在精度要求范围之内，说明仿真模型和实际风电机组低电压穿越的动态特性一致；然后选择有功功率来分析其暂态响应特性，风机工作在不同的风速区域时，其有功功率的暂态响应曲线有明显的差异，根据有功功率该曲线上的聚群特性，能够看出，工作于启动区、最大功率跟踪区和恒转速恒功率区的风电机组具有明显的聚群特性，可以识别出7m/s(MPPT区的起点)和12m/s(MPPT区的终点)两个分割点。根据有功功率曲线较强的渐变特性，设置典型风速分布场景和有功的相对等值误差阈值，将各场景的有功相对等值误差分别与设置的有功功率相对误差允许阈值比较，对各场景的分割点进行验证，若某个场景的有功相对等值误差大于设置的有功功率相对误差允许阈值，则对该场景添加对应风速段内的单机等值风速作为补充分割点；最后，获得各场景的分割点，取分割点的并集作为分群指标划分风电机组，将各群内的风电机组等值为一台，计算各等值机组的等效参数和相应的集电网络等效参数，获得风电场等值模型，利用步骤四得出的风电场等值模型，采用实际风速数据验证等值模型的准确性。该方法克服了目前的等值方法无法兼顾计算量和等值精度及无法离线完成风电机组分群的问题，可以明显提升传统单机等值的准确度，原理简单，物理含义明确，不需要复杂的计算，对风速数据和故障点位置具有良好的适应性。附图说明图1为本发明所搭建的双馈型风电机组的仿真模型；图2为双馈型风电机组在小功率输出的工况下，风机出口处发生三相短路时的有功功率仿真和实测结果的对比图；图3为双馈型风电机组在小功率输出的工况下，风机出口处发生三相短路时的无功功率仿真和实测结果的对比图；图4为双馈型风电机组在小功率输出的工况下，风机出口处发生三相短路时的电压仿真和实测结果的对比图；图5为双馈型风电机组在小功率输出的工况下，风机出口处发生三相短路时的电流仿真和实测结果的对比图；图6为双馈型风电机组在大功率输出的工况下，风机出口处发生三相短路时的有功功率仿真和实测结果的对比图；图7为双馈型风电机组在大功率输出的工况下，风机出口处发生三相短路时的无功功率仿真和实测结果的对比图；图8为双馈型风电机组在大功率输出的工况下，风机出口处发生三相短路时的电压仿真和实测结果的对比图；图9为双馈型风电机组在大功率输出的工况下，风机出口处发生三相短路时的电流仿真和实测结果的对比图；图10为误差计算时间段的定义示意图，图中参数t表示故障发生的时刻，参数t0代表crowbar电路投入的时间，参数t1代表故障持续时间，参数t3-t1代表故障恢复所需的时间，T1为实验电网频率的倒数参数，t+t3代表进入稳态的时刻；图11为风电机组全风速范围内的有功功率响应曲线，附图标记1表示启动区，附图标记2表示最大功率跟踪区，附图标记3表示恒转速恒功率区；图12为图11中的70s至70.2s处的局部放大图；图13为仿真试验的风速数据；图14为风电场出口处短路时，第6组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明方法得到的有功功率仿真结果对比图；图15为风电场出口处短路时，第6组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明方法得到的无功功率仿真结果对比图；图16为风电场出口处短路时，第6组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明方法得到的电压仿真结果对比图；图17为风电场出口处短路时，第6组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明方法得到的电流仿真结果对比图；图18为风电场出口处短路时，第30组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明方法得到的有功功率仿真结果对比图；图19为风电场出口处短路时，第30组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明方法得到的无功功率仿真结果对比图；图20为风电场出口处短路时，第30组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明方法得到的电压仿真结果对比图；图21为风电场出口处短路时，第30组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明方法得到的电流仿真结果对比图；图22为供电线一回线的中点出短路时，第6组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明等值方法得到的有功功率仿真结果对比图；图23为供电线一回线的中点出短路时，第6组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明等值方法得到的无功功率仿真结果对比图；图24为供电线一回线的中点出短路时，第6组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明等值方法得到的电压仿真结果对比图；图25为供电线一回线的中点出短路时，第6组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明等值方法得到的电流仿真结果对比图；图26为供电线一回线的中点出短路时，第30组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明等值方法得到的有功功率仿真结果对比图；图27为供电线一回线的中点出短路时，第30组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明等值方法得到的无功功率仿真结果对比图；图28为供电线一回线的中点出短路时，第30组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明等值方法得到的电压仿真结果对比图；图29为供电线一回线的中点出短路时，第30组风速数据的详细模型、单机等值模型和采用本发明等值方法得到的电流仿真结果对比图；图30为具体实施方式一所述的基于有功响应的双馈型风电场动态等值方法的流程图。具体实施方式具体实施方式一：参照图30具体说明本实施方式，本实施方式所述的基于有功响应的双馈型风电场动态等值方法，它包括以下步骤：步骤一、搭建双馈型风电机组的电磁暂态模型，分别在该风电机组的小功率输出和大功率输出两种工况下，进行三相短路故障仿真，将该仿真获得的参数数据与现场测试实验获得的参数数据对比，获得仿真结果与现场实验测试结果的加权平均绝对误差，该平均绝对误差符合标准精度要求，则执行步骤二；步骤二、获取全风速运行区域内双馈型风电机组暂态模型在并网点处发生三相短路故障时的暂态有功功率响应曲线，根据该曲线上的聚群特性，获得分群指标；步骤三、根据实际等值精度要求设定有功功率误差阈值，进行典型风速分布的等值算例计算，观察步骤二分割点的充分性和必要性，将各算例的有功相对等值误差分别与设置有功功率的相对误差允许阈值比较，对各分割点进行验证，若某个算例的有功相对等值误差大于设置有功功率的相对误差允许阈值，则对该算例添加对应风速段内的单机等值风速作为补充分割点；步骤四、根据步骤二和步骤三离线获得的分割点，取分割点的并集作为分群指标划分风电机组，将各群内的风电机组等值为一台，计算各等值机组的等效参数和相应的集电网络等效参数，获得风电场等值模型。本实施方式中，风电机组在全风速运行区域指的是切入风速到切入风速，风速间隔为0.1m/s。实施例：以下是本发明的一个实施例子，以某双馈型风电机组组成的3×6的风电场为例，具体步骤和结果如下：一、搭建双馈型风电机组的电磁暂态仿真模型，根据《风电机组接入电力系统技术规定》，在风电机组小功率输出和大功率输出两种工况下，进行三相短路故障仿真，和现场测试实验对比，若精度符合《风电机组电气仿真模型建模导则》的要求，则进行步骤二。二、获取风电机组在全风速运行区域(切入风速到切出风速，风速间隔为0.1m/s)内，并网点处发生三相短路故障时的暂态有功功率响应曲线，根据其聚群特性，获得分群指标。三、根据精度要求设定有功功率误差阈值，依次尝试典型风速分布算例，观察分割点的充分性和必要性。若精度不满足要求可添加对应风速段内的单机等值风速作为补充分割点。四、根据第二步和第三步离线计算获得的分群指标划分风电机组，将各群内的风电机组等值为一台，计算各等值机组的等效参数和相应的集电网络等效参数。五、利用得出的风电场等值模型，采用实际风速数据，对等值方法进行准确性验证。步骤一搭建的双馈型风电机组电磁暂态仿真模型如图1所示，机组通过机端变压器、输电线路、升压变压器和等效电网相连，仿真参数如表1所示。70s时风机并网点B690处发生三相接地短路故障，0.625s后故障清除。测量参数主要为风电机组出口处的电压、电流、有功功率和无功功率。机组小功率输出和大功率输出两种工况下，三相短路故障时，风电机组出口处测得的有功功率、无功功率、电压、电流的响应曲线和现场测试数据的对比分别如图2至图9所示。表1仿真参数以有功功率为例，A1、B1、B2、C1、C2时间段的定义如图10所示。各时间段加权平均绝对误差的计算公式如式(1)所示，T1为实验电网频率的倒数。其中，XM(i)、Xs(i)为第i个点的实测值和仿真值。Kend，Kstart为各时间段数据的起始序号。Fii=|Σi=KstartKendXM(i)-Xs(i)Kend-Kstart+1|,ii=A1,B1,B2,C1,C2F=0.1FA1+0.6(FB1+FB2)+0.3(FC1+FC2)---(1)]]>由图2至图9可得仿真模型和实测数据的拟合误差如表2所示。表2加权平均绝对误差(％)结果表明，所搭建的电磁暂态模型和实际风电机组低电压穿越的动态特性一致，精度满足我国的《风电机组电气仿真模型建模导则》。步骤二中，风电机组是风电场的重要组成部分，研究其在并网点的电压、电流、有功、无功的响应特性是进行风电场动态等值的基础。电压响应主要取决于设定的电压跌落情况，电流响应和阻抗的计算精度密切相关，无功功率取决于机组特性和风电场的无功补偿设备，因此适宜选择有功功率来分析在其暂态响应特性。为获得全风速运行区域内风电机组并网点处发生三相短路故障时的暂态有功功率响应曲线，本发明基于搭建的单机仿真模型，将风机与无穷大系统相连，风速从4.5m/s，每隔0.1m/s增加至25m/s，故障设置和主要的仿真参数同上文。B690处测量得的有功响应曲线如图11所示。图中每一条曲线对应一种风速下的仿真结果。由图11可知，风机的有功功率先经历一定时间的向下过冲和向上过冲后，按照斜率恢复到初始值。此外还能发现，风机工作在不同的风速区域时，其有功功率的暂态响应曲线有明显的差异，工作于启动区(图11中附图标记1)、最大功率跟踪区(图11中附图标记2)和恒转速恒功率区(图11中附图标记3)的风电机组具有明显的聚群特性，可以识别出7m/s(MPPT区的起点)和12m/s(MPPT区的终点)两个分割点。和未添加低穿控制模块时的现象不同，其表现在有功幅值及其波动程度的差异较小，不同风速时的有功功率曲线具有很强的渐变特性，差异主要表现在其暂态响应速度方面。这是因为低穿控制模块设置了有功功率斜坡恢复的特性，在斜率设定一致的情况下，低风速的风电机组可以很快地达到稳态值，而高风速的风电机组需要较长的时间。步骤三中，为进一步探索和验证风电场分群指标的选取原则，搭建风电场仿真模型。根据有功功率曲线较强的渐变特性，设置的典型风速分布场景和有功的相对等值误差如表3所示，误差的计算公式如下：Ep=Σi=JstartJend|XM(i)-Xs(i)|Σi=JstartJend|XM(i)|---(2)]]>其中，Jstart和Jend分别为电压跌落前一个1个周期和故障清除后有功功率开始稳定输出后的1个周期对应的数据段序号。表3不同风速场景下的等值误差(％)假设有功功率的相对误差允许阈值为5％。由表3可知，风速场景1和场景2下，单机等值的有功功率的相对等值误差均小于设定的阈值，证明工作于启动区、恒转速恒功率区的风电机组各自可以等值为一台。由表3可知，场景3下，单机等值的精度不满足阈值要求。场景3若以7m/s为分割点，将风电场等值为两机时的精度较单机提高了一倍左右，证明了以MPPT区始端风速作分割点的必要性。同样，场景4下，单机等值的精度不满足阈值要求，且只依据单机故障功率响应曲线无法识别出MPPT区域的分割点。由于MPPT区响应曲线的线性度较好，大量的仿真试验表明，以其单机等效风速(9.6m/s)等值为两群时的两机等值效果较单机有明显的改善，精度提高了一倍左右。由表3可知，场景5下，单机等值的误差严重超出阈值范围，在12m/s处分成两群的两机等值效果较单机等值有明显的改善，其误差约为4.78％，较为接近阈值要求。为留有一定的裕度，研究发现，在7m/s、12m/s处等值为三群时的三机等值效果和详细模型的响应基本完全重合误差约为2.75％。证明了以MPPT区末端风速为分割点的必要性。以上算例的仿真结果如表4所示。总结发现，若有功功率的相对误差允许阈值为5％，以最大功率跟踪区的起点、终点和工作于最大功率跟踪区的风电机组的单机等值风速为分割点即可满足精度要求。表4不同风速范围下的分割点情况值得注意的是，若一些厂家的风电机组在大风和小风(以出力为0.5p.u.对应的风速为界)时采用不同的功率斜率恢复策略，则存在天然分割点，即为大风和小风的分界线(一般为9m/s-10m/s之间)，一般将最大功率跟踪区内的等效风速替换为此分割风速即可满足精度要求。步骤四中，在全风速运行区域内，以风电机组并网点处发生三相短路故障时的暂态有功功率响应曲线的聚群特性，获得的分割点；根据精度要求设定有功功率误差阈值，依次尝试风速分布的典型算例，观察分割点的充分性和必要性，获得分割点。取分割点的并集(7m/s、9.6m/s、12m/s)作为分群指标划分风电机组，将各群内的风电机组等值为一台，计算各等值机组的等效参数和相应的集电网络等效参数。等值风速为该群内所有风电机组出力之和的平均功率所对应的等效风速。等值风电机组的各个参数按照容量加权法计算，等值电缆参数按照等值前后集电网络功率损耗相等的原则计算，具体过程本发明将不再赘述。步骤五，对等值方法进行准确性验证，保证风电场等值模型的准确性在可控范围内。具体地，可以根据至少一组检测风速，分别对风电场等值模型、传统单机等值模型和详细模型分别进行故障仿真试验，比较风电场等值模型、传统单机等值模型和详细模型在同样风速、同一故障下的有功功率、无功功率、电压和电流响应曲线，从而判断风电场等值模型的仿真效果。本算例在某3×6风电场5月19日至5月26日的2017组风速数据中，随机选取了如图13所示的30组风速数据进行等值实验。故障点位置为风电场出口处，风电场与无穷大系统相连，主要仿真参数同上文。为展示本发明方法的等值效果，随机选取了第6组、第30组风速和单机等值的效果进行了对比，结果分别如图14至图17和图18至图21所示。由图14至图17和图18至图21可知，采用本发明的分群策略可以明显提高传统单机聚合的等值精度，风电场出口处的有功功率、无功功率、电压和电流的跟踪效果均较好。因此，本发明的等值策略对风速数据具有良好的适应性。为验证此分群策略对故障点位置的适应性，本算例将故障点移至了双回路供电线一回的中点处，利用前文的分群方法，对以上30组风速数据重新进行了仿真计算。仍选取第6组和第30组的仿真结果进行展示，分别如图22至图25和图26至图29所示。由图22至图25和图26至图29可以看出，本发明的分群策略可以明显提高传统单机等值的等值精度，风电场出口处的有功功率、无功功率、电压和电流的跟踪效果均较好。因此，其对故障点位置也有良好的适应性。具体实施方式二：本实施方式是对具体实施方式一所述的基于有功响应的双馈型风电场动态等值方法作进一步说明，本实施方式中，步骤一中，仿真获得的参数数据为风电机组出口处的电压、电流、有功功率和无功功率，故障持续时间为0.625s；步骤一中，将该仿真获得的参数数据与现场测试实验获得的参数数据对比，获得仿真结果与现场实验测试结果的加权平均绝对误差的具体过程为：将有功功率响应曲线与现场测试的有功功率数据进行对比，将无功功率响应曲线与现场测试的无功功率数据进行对比，将电压的响应曲线与现场测试的电压数据进行对比，将电流的响应曲线与现场测试的电流数据进行对比，根据公式：分别获得时间段A1、B1、B2、C1和C2内有功功率与现场测试的有功功率的加权平均绝对误差Fii、时间段A1、B1、B2、C1和C2内无功功率与现场测试的无功功率的加权平均绝对误差Fii、时间段A1、B1、B2、C1和C2内电压与现场测试的电压的加权平均绝对误差Fii和时间段A1、B1、B2、C1和C2内电流的响应曲线与现场测试的电流的响应曲线的加权平均绝对误差Fii，式中，Kend，Kstart为各时间段数据的起始序号，XM(i)和Xs(i)分别为第i个点的实测值和仿真值，F为电压、电流、有功功率或者无功功率总的加权平均绝对误差，将加权平均绝对误差F值与标准的精度值比较，确定搭建双馈型风电机组的暂态模型和实际测得的风电机组的动态特性一致。具体实施方式三：本实施方式是对具体实施方式一所述的基于有功响应的双馈型风电场动态等值方法作进一步说明，本实施方式中，步骤二中的全风速运行区域为切入风速到切出风速，风速间隔为0.1m/s，故障持续时间为0.1s。具体实施方式四：本实施方式是对具体实施方式一所述的基于有功响应的双馈型风电场动态等值方法作进一步说明，本实施方式中，步骤二中，根据该曲线上的聚群特性，获得分群指标的具体过程为：风机工作在不同的风速区域时，其有功功率的暂态响应曲线不同，工作于启动区、最大功率跟踪区和恒转速恒功率区的风电机组具有明显的聚群特性，能够识别出MPPT区的起点和MPPT区的终点两个分割点。具体实施方式五：本实施方式是对具体实施方式一所述的基于有功响应的双馈型风电场动态等值方法作进一步说明，本实施方式中，故障持续时间为0.1s，步骤三中，根据步骤二中的分群指标获得各算例的有功相对等值误差的具体过程为：根据公式：获得各算例的有功相对等值误差Ep，式中，Jstart和Jend分别为电压跌落前一个1个周期和故障清除后有功功率开始稳定输出后的1个周期对应的数据段序号，XM(i)和Xs(i)分别为第i个点的实测值和仿真值。具体实施方式六：本实施方式是对具体实施方式一所述的基于有功响应的双馈型风电场动态等值方法作进一步说明，本实施方式中，计算各等值机组的等效参数和相应的集电网络等效参数的具体过程为：等值风电机组的各参数按照容量加权法计算，等值集电网络的参数按照等值前后集电网络功率损耗相等的原则计算。具体实施方式七：本实施方式是对具体实施方式一所述的基于有功响应的双馈型风电场动态等值方法作进一步说明，本实施方式中，步骤三中，单机等值风速veq的计算公式为：式中，m为风电机组的台数，j为机组的编号，Pj为第j台机组的有功出力。Pj＝f(vj)代表机组的风速-功率特性曲线。具体实施方式八：本实施方式是对具体实施方式一所述的基于有功响应的双馈型风电场动态等值方法作进一步说明，本实施方式中，在步骤四之后还包括以下步骤，利用步骤四得出的风电场等值模型，采用实际风速数据验证该等值模型的准确性。当前第1页1 2 3