【技术实现步骤摘要】
一种风电机组并网点闪变特性的仿真验证方法及装置
[0001]本专利技术属于新能源接入与控制
，具体涉及一种风电机组并网点闪变特性的仿真验证方法及装置。
技术介绍
[0002]随着新能源装机容量快速增长，电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征。近年来，新能源场站电压波动和闪变事件呈上升趋势，对新能源场站和电力系统安全稳定运行产生了负面影响，成为进一步提高新能源发电量在电网中占比的制约因素之一。风剪切、塔影效应、偏航误差、叶片重力偏差、湍流强度变化等因素，以及叶片、轮毂、塔筒、传动链、变桨控制、主控控制、网侧变流器控制、电网阻抗和短路容量等参数变化都可能造成风电机组并网点输出功率波动，进而产生电压波动和闪变。另一方面，大量以电力电子设备并网的风电机组接入电网运行使得区域电网电压频谱特性日益复杂，基于锁相环并网的电流源型风电机组更易受背景电网电压影响，进而影响风电机组并网点的闪变特性。
[0003]含风电的电力系统闪变特性仿真分析时，要求风电机组仿真模型能够准确模拟自身运行以及与电网交互过程中产生的电压波动和闪变。因此，在进行闪变特性仿真分析前，验证单台风电机组闪变特性的准确性尤为重要。
[0004]现有基于恒定电压源和等效短路阻抗模拟电网特性的方式，无法体现出实际电网电压波动对风电机组并网点闪变特性的影响。其次，由于风资源波动对风电机组并网点闪变特性的影响显著，现有基于典型风和不同湍流度给出的仿真风对风电机组并网点闪变特性的影响难以量化，无法合理界定闪变仿真结果与实测结果的误...
【技术保护点】
【技术特征摘要】
1.一种风电机组并网点闪变特性的仿真验证方法，其特征在于，所述方法包括：基于风电机组的实测数据，利用风电机组仿真模型得到风电机组并网点的仿真数据；利用所述仿真数据和所述风电机组的实测数据，分别计算得到基于仿真结果的合成闪变特征值和基于测试结果的合成闪变特征值；利用所述基于仿真结果的合成闪变特征值和基于测试结果的合成闪变特征值，验证风电机组并网点的闪变特性。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述风电机组的实测数据，包括：风电机组的各预设功率区间中各时刻的风速实测值、各时刻的电压实测瞬时值和各时刻的电流实测瞬时值。3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述风电机组仿真模型为利用仿真软件构建，其包括：风电机组气动模型、风电机组机械传动模型、风电机组电气模型、交流电压源模型和电网阻抗模型。4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述基于风电机组的实测数据，利用风电机组仿真模型得到风电机组并网点的仿真数据，包括：对风电机组的各预设功率区间中各时刻的风速实测值和各时刻的电压实测瞬时值进行处理，得到处理后的各预设功率区间中各时刻的风速实测值和各时刻的电压实测瞬时值；将处理后的各预设功率区间中各时刻的风速实测值输入至风电机组气动模型，将处理后的各预设功率区间中各时刻的电压实测瞬时值输入至交流电压源模型，并利用交流电压源模型、风电机组气动模型、电网阻抗模型、风电机组电气模型和风电机组机械传动模型进行联合仿真，得到各预设功率区间中各时刻的风电机组并网点的电压仿真瞬时值和电流仿真瞬时值；所述各预设功率区间中各时刻的风电机组并网点的电压仿真瞬时值和电流仿真瞬时值为所述风电机组并网点的仿真数据。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述对风电机组的各预设功率区间中各时刻的风速实测值和各时刻的电压实测瞬时值进行处理，包括：调整风电机组的各预设功率区间中各时刻的风速实测值和各时刻的电压实测瞬时值的时序和步长，以使其时序和步长分别与仿真软件的预设时序和预设步长相匹配。6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述利用所述仿真数据和所述风电机组的实测数据，分别计算得到基于仿真结果的合成闪变特征值和基于测试结果的合成闪变特征值，包括：基于各预设功率区间中各时刻的风电机组并网点的电流仿真瞬时值和各预设功率区间中各时刻的电流实测瞬时值，利用虚拟电网法计算得到基于仿真结果的第一闪变特征值和基于测试结果的第二闪变特征值；基于各预设功率区间中各时刻的风电机组并网点的电压仿真瞬时值和各预设功率区间中各时刻的电压实测瞬时值，利用直接电压法计算得到基于仿真结果的第三闪变特征值和基于测试结果的第四闪变特征值；利用所述基于仿真结果的第一闪变特征值和所述基于仿真结果的第三闪变特征值，计算得到所述基于仿真结果的合成闪变特征值；
利用所述基于测试结果的第二闪变特征值和所述基于测试结果的第四闪变特征值，计算得到所述基于测试结果的合成闪变特征值。7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述利用所述基于仿真结果的合成闪变特征值和基于测试结果的合成闪变特征值，验证风电机组并网点的闪变特性，包括：基于所述基于仿真结果的合成闪变特征值和基于测试结果的合成闪变特征值，确定各预设功率区间对应的风电机组闪变特征值偏差；利用所述各预设功率区间对应的风电机组闪变特征值偏差，分别计算得到各预设功率区间对应的风电机组闪变特征值偏差的绝对最大值和各预设功率区间对应的风电机组闪变特征值偏差的绝对平均值；根据所述各预设功率区间对应的风电机组闪变特征值偏差的绝对最大值和所述各预设功率区间对应的风电机组闪变特征值偏差的绝对平均值，验证风电机组并网点的闪变特性。8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述根据所述各预设功率区间对应的风电机组闪变特征值偏差的绝对最大值和所述各预设功率区间对应的风电机组闪变特征值偏差的绝对平均值，验证风电机组并网点的闪变特性，包括：若所述各预设功率区间对应的风电机组闪变特征值偏差的绝对最大值均满足第一阈值范围，且所述各预设功率区间对应的风电机组闪变特征值偏差的绝对平均值均满足第二阈值范围，则所述风电机组并网点的闪变特性准确；若所述各预设功率区间对应的风电机组闪变特征值偏差的绝对最大值不满足第一阈值范围，或者所述各预设功率区间对应的风电机组闪变特征值偏差的绝对平均值不满足第二阈值范围，则所述风电机组并网点的闪变特性不准确，并调整风电机组仿真模型的参数或调整风电机组仿真模型的结构，重新进行风电机组并网点闪变特性的仿真验证，直至所述风电机组并网点的闪变特性准确。9.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述基于各预设功率区间中各时刻的风电机组并网点的电流仿真瞬时值和各预设功率区间中各时刻的电流实测瞬时值，利用虚拟电网法计算得到基于仿真结果的第一闪变特征值和基于测试结果的第二闪变特征值，包括：利用各预设功率区间中各时刻的风电机组并网点的电流仿真瞬时值，计算虚拟电网的仿真电压瞬时值；基于所述虚拟电网的仿真电压瞬时值，利用IEC闪变计算方法计算所述基于仿真结果的第一闪变特征值；利用各预设功率区间中各时刻的电流实测瞬时值，计算虚拟电网的实际电压瞬时值；基于所述虚拟电网的实际电压瞬时值，利用IEC闪变计算方法计算基于测试结果的第二闪变特征值。10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，所述虚拟电网的仿真电压瞬时值的计算式，包括：u
fic
(t)= u0(t)+R
fic
×
i
m
(t)+ L
fic
×
(di
m
(t)/dt)所述虚拟电网的实际电压瞬时值的计算式，包括：u'
fic
(t)= u0(t)+R
fic
×
i'
m
(t)+ L
fic
×
(di'
m
(t)/dt)上式中，t∈[1,T]，T为总时刻；u
fic
(t)为各预设功率区间中第t时刻的虚拟电网的仿真
电压瞬时值，i
m
(t)为各预设功率区间中第t时刻的风电机组并网点的电流仿真瞬时值，u'
fic
(t)为各预设功率区间中第t时刻的虚拟电网的实际电压瞬时值，i'
m
(t)为各预设功率区间中第t时刻的电流实测瞬时值；u0(t)为各预设功率区间中第t时刻的理想电压源，R
fic
为虚拟电网的电阻，L
fic
为虚拟电网的电感。11.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，所述各预设功率区间中第t时刻的理想电压源的计算式，包括：包括：上式中，α
m
(t)为各预设功率区间中第t时刻的电角度，f(t)为各预设功率区间中第t时刻的频率，a0为初始电角度，u0(t)为各预设功率区间中第t时刻的理想电压源，U
e
为虚拟电网额定电压的有效值；所述虚拟电网的电阻的计算式，包括：上式中，Ψ
k
为电网阻抗角，X
fic
虚拟电网的电抗，S
k,fic
为虚拟电网的短路容量；所述虚拟电网的电感的计算式，包括：L
fic =X
fic
/(2π
×
f
g
)上式中，f
g
为标称频率。12.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述基于各...
【专利技术属性】
技术研发人员：樊熠，贺敬，秦世耀，李庆，李少林，曲春辉，苗风麟，刘厦，唐建芳，张松涛，李建立，杨宁宁，李春彦，张梅，杨彦霞，张进，
申请(专利权)人：国家电网有限公司国网陕西省电力有限公司电力科学研究院，
类型：发明
国别省市：
还没有人留言评论。发表了对其他浏览者有用的留言会获得科技券。