專利名稱：一種風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法
技術領域：
本發(fā)明屬于電力系統(tǒng)仿真與驗證領域，具體涉及一種風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法。
背景技術：
近年來，在政策利好、技術進步的形勢下，我國風電快速發(fā)展，其運行技術、調(diào)度管理、標準體系等水平均達到世界先進水平。目前，“三北”地區(qū)多個省區(qū)電網(wǎng)的風電躍居區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)第二大裝機電源，風電的安全運行成為保證大電網(wǎng)安全運行的重要因素。2011年大風期間，部分網(wǎng)省風電運行安全問題集中爆發(fā)，“三北”地區(qū)多次發(fā)生大規(guī)模風機脫網(wǎng)事故，對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行產(chǎn)生嚴重影響。對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行影響最大的一次脫網(wǎng)事故損失出力達154萬千瓦，電網(wǎng)頻率最低降低至49. 765Hz，越限5秒，330kV母線電壓最低降至 230. 6kV，為額定電壓的69. 88%。經(jīng)過多次事故調(diào)查分析發(fā)現(xiàn)，風電場運行中存在風機有功/無功不可控、不具備低/高電壓穿越能力、動態(tài)無功支撐能力缺乏、無功設備響應速度不達標等安全隱患。在2011年數(shù)次事故中，風機因低電壓脫網(wǎng)占58%，因高電壓脫網(wǎng)占27%。為此，國家相關管理規(guī)定及國家標準GB/T19963-2011《風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》均要求風電機組/風電場具備低電壓穿越能力，且風電機組應通過有資質(zhì)機構的測試，風電場應通過低電壓穿越能力驗證方可并網(wǎng)運行。風電大規(guī)模集中接入系統(tǒng)是我國風電發(fā)展中遇到的特殊問題，沒有國際經(jīng)驗可以借鑒，因此針對我國風電發(fā)展實情，在已具備風電機組低電壓穿越現(xiàn)場測試能力基礎上，研究發(fā)明一種針對風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法是必要的和亟須的。

發(fā)明內(nèi)容
為了克服上述現(xiàn)有技術的不足，本發(fā)明提供一種風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，對于判定風電場是否滿足并網(wǎng)要求，避免大規(guī)模風電脫網(wǎng)事故和保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行具有積極的意義，為我國風電并網(wǎng)認證體系的建立和完善奠定了基礎。為了實現(xiàn)上述發(fā)明目的，本發(fā)明采取如下技術方案一種風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，所述方法包括以下步驟步驟I :分析所述風電機組的運行特性；步驟2 :建立風電場電氣仿真模型，驗證風電場是否具備低電壓穿越能力；步驟3 :建立包括所述風電場電氣仿真模型的區(qū)域電力系統(tǒng)仿真模型，校驗風電場并網(wǎng)對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的影響。所述步驟I包括以下步驟步驟1-1:采集所述風電機組電氣參數(shù)；步驟1-2 :根據(jù)驗證過的風電機組電氣仿真模型，分析所述風電機組運行特性。所述風電機組電氣參數(shù)包括風電機組基本信息、發(fā)電機參數(shù)、變流器參數(shù)、主控制系統(tǒng)參數(shù)和其他電氣參數(shù)。
所述風電機組基本信息包括風電機組型號、額定功率、額定視在功率、額定電流、額定電壓、輪轂高度和額定風速；所述發(fā)電機參數(shù)包括發(fā)電機型號、額定功率、額定視在功率、電壓、頻率和轉子開路電壓；所述變流器參數(shù)包括電網(wǎng)側變流器額定功率、電機側變流器額定功率、電網(wǎng)側變流器額定視在功率、電機側變流器額定視在功率、直流側chopper類型、直流側chopper型號、直流側chopper電阻、直流側chopper電阻阻值、直流側chopper電阻容量、Crowbar類型、Crowbar型號、Crowbar電阻、Crowbar阻值和Crowbar容量；所述主控制系統(tǒng)參數(shù)包括控制系統(tǒng)的型號和控制特性；所述其他電氣參數(shù)包括過壓保護定值、低壓保護定值、高頻保護定值和低頻保護定值。所述步驟2包括以下步驟步驟2-1 :采集所述風電場內(nèi)生產(chǎn)類電氣設備參數(shù)、電氣拓撲結構信息、風電場所接入電網(wǎng)的等值阻抗和短路容量以及繼電器保護參數(shù)；步驟2-2 :建立風電場電氣仿真模型；
步驟2-3 :分析所述風電場運行特性，通過故障仿真，驗證風電場是否具備低電壓穿越能力。所述生產(chǎn)類電氣設備參數(shù)包括箱式變壓器參數(shù)、饋線系統(tǒng)參數(shù)、主變壓器參數(shù)、無功補償設備參數(shù)和風電場送出線路參數(shù)。所述箱式變壓器參數(shù)包括箱式變壓器的型號、容量、電壓分接頭、接線組別、阻抗電壓、短路損耗、空載損耗和空載電流；所述饋線系統(tǒng)參數(shù)包括每段饋線的長度、型號、額定電流、正序/負序/零序電阻、電抗和對地電容值；所述主變壓器參數(shù)包括主變壓器的型號、容量、電壓分接頭、接線組別、阻抗電壓、短路損耗、空載損耗和空載電流；所述無功補償設備參數(shù)包括風電場無功補償設備的類型、感性/容性安裝容量和實際可用容量、系統(tǒng)響應時間和保護定值；所述風電場送出線路參數(shù)包括風電場送出線路的線路長度、型號、額定電流、正序/負序/零序電阻、電抗和對地電容值。所述繼電器保護參數(shù)包括風電機組/風電場的過/欠壓保護定值，過/欠頻保護定值和風電場并網(wǎng)點/風電機組的短路保護定值。所述步驟3包括以下步驟步驟3-1 :建立包括所述風電場電氣仿真模型的區(qū)域電力系統(tǒng)仿真模型；步驟3-2 :分析所述風電場和電網(wǎng)運行暫態(tài)穩(wěn)定性，校驗風電場低電壓穿越能力；步驟3-3 :分析所述風電場并網(wǎng)對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的影響。與現(xiàn)有技術相比，本發(fā)明的有益效果在于UGB/T 19963-2011《風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》中對風電場低電壓穿越能力作了明確規(guī)定，并有相應的數(shù)據(jù)指標。本發(fā)明提供了一種完整有效的驗證風電場低電壓穿越能力的方法，對于判定風電場是否滿足并網(wǎng)要求，避免大規(guī)模風電脫網(wǎng)事故和保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行具有積極的意義；2、本發(fā)明提供的方法具有重要的實用價值，可準確對風電場低電壓穿越能力給出全面評價，為我國風電并網(wǎng)認證體系的建立和完善奠定了基礎；3、本方法簡單可靠，易執(zhí)行，應用廣泛。


圖I是本發(fā)明實施例中風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法流程圖；圖2是國家標準GB/T 19963-2011風電場低電壓穿越要求示意圖；圖3是待驗證風電機組低電壓保護設置示意圖；圖4是風電機組運行特性校驗仿真系統(tǒng)示意圖；圖5是風機機端電壓跌至O時機組暫態(tài)特性示意圖；圖6是風機機端電壓跌至O. 7pu以下時機組暫態(tài)特性示意圖；圖7是風機機端電壓跌至O. 7pu時機組暫態(tài)特性示意圖；圖8是待驗證風電場接線圖； 圖9是風電場并網(wǎng)點電壓跌落至O時場內(nèi)電壓水平示意圖；圖10是風電場并網(wǎng)點電壓跌落至O時風機有功/無功出力示意圖；圖11是風電場并網(wǎng)點不同電壓跌落水平及相應風機機端電壓示意圖；圖12是風電場并網(wǎng)點不同電壓跌落下風機有功/無功出力示意圖；圖13是電網(wǎng)側線路發(fā)生三相短路故障且主保護動作的風電場電壓示意圖；圖14是電網(wǎng)側線路發(fā)生三相短路故障且主保護動作的風機有功/無功出力示意圖；圖15是電網(wǎng)側線路發(fā)生三相短路故障且后備保護動作的風電場電壓示意圖；圖16是電網(wǎng)側線路發(fā)生三相短路故障且后備保護動作的風機有功/無功出力示意圖。
具體實施例方式下面結合附圖對本發(fā)明作進一步詳細說明。如圖1，一種風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，所述方法包括以下步驟步驟I :根據(jù)驗證過的風電機組電氣仿真模型，分析所述風電機組的運行特性；步驟2 :建立風電場電氣仿真模型，驗證風電場是否具備低電壓穿越能力；步驟3 :建立包括所述風電場電氣仿真模型的區(qū)域電力系統(tǒng)仿真模型，校驗風電場并網(wǎng)對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的影響。風電場采用不同的風電機組、不同的控制系統(tǒng)，其并網(wǎng)運行對電網(wǎng)所產(chǎn)生的影響也會有所不同。在充分了解所采用風電機組的穩(wěn)態(tài)和動態(tài)特性的基礎上，結合當?shù)仉娋W(wǎng)的網(wǎng)架結構特點，研究風電場并網(wǎng)運行對電網(wǎng)可能帶來的影響以及相應的技術措施，對于確保風電場投運后的安全穩(wěn)定運行有著極為重要的作用。如圖2，說明國家標準GB/T 19963-2011《風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》對風電場低電壓穿越能力的要求。風電場并網(wǎng)點電壓跌落至20%標稱電壓時，風電場內(nèi)的風電機組能夠保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行625ms ;風電場并網(wǎng)點電壓在發(fā)生跌落后2s內(nèi)能夠恢復到標稱電壓的90%時，風電場內(nèi)的風電機組能夠保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行。對于三相、兩相短路故障，考核電壓為風電場并網(wǎng)點線電壓；對于單相接地短路故障，考核電壓為并網(wǎng)點相電壓。對電力系統(tǒng)故障期間沒有切出的風電場，其有功功率在故障清除后應快速恢復，自故障清除時刻開始，以至少10%額定功率/秒的功率變化率恢復至故障前的值。以下是本發(fā)明的一個優(yōu)選實施案例。I.根據(jù)驗證過的風電機組電氣仿真模型，分析所述風電機組的運行特性。
根據(jù)驗證過的風電機組電氣仿真模型和風電機組技術數(shù)據(jù)，對風電機組的并網(wǎng)運行特性進行研究確認。( I)風電機組與箱式變壓器主要參數(shù)；某機型風機部分主要參數(shù)額定功率2MW，發(fā)電機功率因數(shù)為I. 0，保護等級IP54，定子(線)電壓690V,頻率50Hz,極數(shù)4,轉子額定轉速16. 7rev/min,轉速范圍9_19rev/min,切入風速4m/s,切出風速25m/s,額定風速15m/s。( 2 )風電機組低電壓保護設置；風電機組的低壓保護設置如圖3所示，超出曲線范圍時風電機組將從電網(wǎng)上斷開。
( 3)機組特性仿真系統(tǒng)；為了方便分析和描述典型故障下風電機組的動態(tài)特性，選取簡單網(wǎng)絡作為仿真系統(tǒng)，如圖4所示。風電機組經(jīng)箱式變壓器、集電線路和升壓變壓器與無窮大電網(wǎng)相連，箱變高壓側為35kV，升壓變壓器高壓側為220kV，無窮大電源電壓設為I. Opu0( 4 )風電機組運行特性仿真(a)故障時風機機端電壓跌落至O ;故障致使風機機端電壓跌落至O時，機組運行暫態(tài)特性如圖5。系統(tǒng)發(fā)生三相短路故障導致風電機組的機端電壓由I. Opu跌至0，故障中，機組有功/無功出力均為零。由于風電機組具備低電壓穿越能力，因此，如果三相短路故障在O. 2s清除，風電機組在故障中和故障后均能夠保持并網(wǎng)運行，風機有功/無功出力經(jīng)過短暫振蕩后恢復至穩(wěn)定值，機端電壓恢復至故障前的穩(wěn)定水平。但如果三相短路故障超過O. 2s清除，電壓超出低壓保護整定值，風機脫網(wǎng)。(b)故障時風機機端電壓跌落至O. 7pu以下；故障時風機機端電壓跌落至O. 7pu以下時，機組運行暫態(tài)特性如圖6。系統(tǒng)發(fā)生三相短路故障導致風電機組的機端電壓由I. Opu跌至O. 69pu(通過調(diào)節(jié)故障點的接地電阻實現(xiàn))，故障中，風電機組發(fā)出的有功功率迅速減少。若三相短路故障在2. 65s清除，風電機組在故障中和故障后均保持并網(wǎng)運行，機組的有功/無功出力經(jīng)過短暫振蕩后恢復至穩(wěn)定值，機端電壓恢復至故障前的穩(wěn)定水平。但如果三相短路故障清除時間超過2. 65s,電壓超出低壓保護整定值，風機脫網(wǎng)。(c)故障時風機機端電壓跌落至O. 7pu ； 故障期間風電機組的機端電壓跌落至O. 7pu時，機組運行暫態(tài)特性如圖7。系統(tǒng)發(fā)生三相短路故障導致風電機組的機端電壓由I. Opu跌至O. 7pu (通過調(diào)節(jié)故障點的接地電阻實現(xiàn))，故障中，機組發(fā)出的有功功率迅速減少。如果故障在Ils清除，風電機組在故障中和故障后均能保持并網(wǎng)運行，有功/無功出力經(jīng)過短暫振蕩恢復至穩(wěn)定值，機端電壓恢復到故障前的穩(wěn)定水平。但如果三相短路故障清除時間超過Hs，電壓超出低壓保護整定值，風機脫網(wǎng)。2.建立風電場電氣仿真模型，驗證風電場是否具備低電壓穿越能力；根據(jù)風電場電氣設備技術數(shù)據(jù),在仿真程序DIgSILENT/PowerFactory中建立風電場仿真模型，仿真模擬風電場小功率輸出(O. IPn ^ P ^ O. 3Pn)和滿功率輸出(I. OPn)兩種工況下，電網(wǎng)發(fā)生各種短路故障，并網(wǎng)點電壓跌落至殘余電壓分別為90%Un，75%Un，50%仏和20%仏時風電場的低電壓穿越能力實現(xiàn)情況，評價風電場能否實現(xiàn)國家標準GB/T19963-2011《風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》所要求的低電壓穿越能力。(I)風電場模型圖8為風電場仿真模型。風電場總裝機容量249. 3麗，安裝58臺850kW風機，100臺2MW風機。風電場內(nèi)風機機端電壓為690V，經(jīng)“一機一變(箱式變)”的單元接線方式升壓至35/33kV，再經(jīng)35/33kV場內(nèi)集電線路匯集后接入風電場220kV升壓站。升壓站共安裝3臺主變，其中IA、IB、IC三條集電線路匯集58臺850kW風機后接入#1主變，IID、IIE、IIF、HG四條集電線路匯集50臺2MW風機后接入#2主變，IIIH、1111、IIIJ、IIIK四條集電線路匯集50臺2MW風機后接入#3主變。風電場通過一回220kV送出線路與系統(tǒng)相連，線路長度為19km，導線型號為LGJ-300/40。(2)風電場低電壓穿越能力仿真驗證(a)短路故障導致風電場并網(wǎng)點電壓跌至零的仿真分析 風電場并網(wǎng)點發(fā)生三相短路故障，O. 19s故障清除。圖9、圖10給出了故障時風電場電壓變化曲線以及場內(nèi)部分風電機組的有功/無功出力變化曲線。風電場并網(wǎng)點的電壓跌至0，場內(nèi)風電機組機端電壓迅速下跌，但均在O. 15pu以上，短路故障清除后，風電場并網(wǎng)點電壓和風機機端電壓迅速恢復。短路故障發(fā)生前風電場處于滿發(fā)狀態(tài)，風電機組的無功出力均為零。短路故障發(fā)生后有功出力跌落至接近零出力；由于機組本身的控制策略，故障中風電機組都能夠發(fā)出無功功率。故障后風電機組的有功出力開始恢復，并能夠在3s內(nèi)恢復至故障前的水平，且無功出力迅速恢復到零。風電場并網(wǎng)點電壓因故障而跌至零時，場內(nèi)所有風電機組不僅能保持并網(wǎng)運行至少O. 2s，且能夠在故障期間發(fā)出無功功率，支持風電場和電網(wǎng)的電壓恢復，故障后風電機組的有功出力能夠在3s內(nèi)恢復至故障前的水平。(b)短路故障導致風電場并網(wǎng)點電壓其他跌落水平的仿真分析根據(jù)圖2中對風電場低電壓穿越的要求，當系統(tǒng)故障導致風電場并網(wǎng)點電壓跌至
0.20pu、0. 50pu、0. 75pu和O. 90pu時，風電場內(nèi)所有風電機組應至少保持并網(wǎng)運行O. 625s、
1.21s、l. 71s和2. Os。當并網(wǎng)點的電壓在故障期間分別跌落至O. 20pu、0. 50pu、0. 75pu和
O.90pu時(通過調(diào)節(jié)故障點的接地電阻實現(xiàn)并網(wǎng)點電壓不同跌落深度)，圖11給出了風電場并網(wǎng)點電壓和部分風電機組機端電壓的變化曲線。當風電場并網(wǎng)點發(fā)生三相短路故障導致并網(wǎng)點電壓跌至O. 2pu時，風電機組機端電壓在O. 35pu以上，故障期間風電機組可以保持并網(wǎng)運行至少O. 63s ;當短路故障導致并網(wǎng)點電壓跌落至O. 5pu時，風電機組機端電壓將在O. 62pu以上，故障期間所有風電機組可保持至少I. 22s ;當短路故障導致風電場并網(wǎng)點電壓跌至O. 75pu時，風電機組機端電壓將在O. Spu以上，故障期間風電機組可保持并網(wǎng)運行至少I. 71s ;當故障導致并網(wǎng)點電壓跌落至O. 9pu時，風電機組機端電壓將在O. 9pu以上，可保持并網(wǎng)運行至少2s。圖12為#101風機(2MW)在不同類型短路故障下的有功/無功功率變化曲線。短路故障發(fā)生時并網(wǎng)點電壓跌幅越大，機組有功出力的跌幅也越大，故障清除后有功功率恢復至故障前水平所需要的時間也越長。當風電場并網(wǎng)點電壓跌至O. 2pu時，#101機組的有功出力將由2MW跌至O. 32MW，故障清除后恢復至滿發(fā)水平所需的時間約為1.5s ;而當并網(wǎng)點電壓跌至O. 9pu時，#101風電機組的有功出力則由2MW跌至I. 76MW，故障清除后恢復至滿發(fā)水平所需的時間不超過O. 5s。正常運行方式下，#101風電機組的無功出力為零，短路故障發(fā)生后風電機組將發(fā)出一定的無功功率。當并網(wǎng)點電壓在故障期間跌落至O. 2pu時，風電機組在故障期間發(fā)出的無功功率約為O. 77Mvar ;當并網(wǎng)點電壓跌至O. 5pu時，風電機組可發(fā)出的無功功率為
I.03Mvar ;當并網(wǎng)點電壓跌至O. 9pu時，風電機組發(fā)出的無功功率非常小，約為O. 07Mvar。對風電場處于滿發(fā)時并網(wǎng)點發(fā)生兩相接地短路故障和單相短路故障及風電場處于低出力時的故障仿真分析從略。結果表明，各類故障方式下，風電機組保持并網(wǎng)運行的時間都滿足要求，在故障期間風電場能夠?qū)崿F(xiàn)低電壓穿越。3.建立包括所述風電場電氣仿真模型的區(qū)域電力系統(tǒng)仿真模型，校驗風電場并網(wǎng)對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的影響。結合風電場實際接入系統(tǒng)情況及地區(qū)電網(wǎng)中其他風電場運行情況，仿真模擬風電場滿發(fā)時，電網(wǎng)側發(fā)生不同類型短路故障情況下，校驗風電場能否實現(xiàn)低電壓穿越及穩(wěn)定運行；若包含風電場的電力系統(tǒng)穩(wěn)定性存在問題，提出相應的措施和建議。( I)線路發(fā)生三相短路故障(a)線路主保護動作
風電場附近某線路發(fā)生三相短路故障，O. 12s線路主保護動作，故障線路切除，風電場內(nèi)電壓、機組有功/無功出力的暫態(tài)過程如圖13、圖14所示。當某線路發(fā)生三相短路故障時，風電場的并網(wǎng)點電壓將跌至O. 22pu，風電場升壓站的35kV母線和33kV母線電壓在O. 30 O. 50pu之間。風電場內(nèi)各風電機組機端電壓和有功出力大幅下跌，機端電壓跌至O. 30 O. 60pu之間，有功出力接近零。故障發(fā)生后風電機組由正常運行時的有功/無功功率控制轉為轉子電流控制，使得風電機組能夠發(fā)出無功功率，故障期間850kW風電機組發(fā)出的無功功率在O. 30 O. 50Mvar之間，2麗風電機組發(fā)出的無功功率在O. 8 I. OMvar之間。O. 12s主保護動作將該故障線路切除，風電場升壓站電壓和機組機端電壓迅速恢復。故障后風電機組的有功出力可在2. 5s內(nèi)恢復到故障前的水平，有功恢復能力滿足標準中關于“有功功率應該以至少10%額定功率/秒的功率變化率恢復至故障前的值”的要求。故障清除后風電機組由轉子電流控制轉為有功/無功功率控制，無功出力降至零。故障后，電網(wǎng)和風電場電壓將迅速恢復至穩(wěn)定水平；系統(tǒng)頻率和常規(guī)機組轉速經(jīng)過短暫振蕩后恢復到穩(wěn)定值。(b)線路后備保護動作線路故障后第O. 12s主保護未能正確動作，第O. 62s后備保護動作將該故障線路切除。發(fā)生線路短路故障時，風電機組機端電壓的跌落水平以及持續(xù)時間都在機組低壓保護的允許范圍之內(nèi)，故障期間風電機組的低壓保護不動作。短路故障的持續(xù)時間達到O. 62s時，引起臨近火電廠的機組發(fā)生大幅振蕩，導致附近電網(wǎng)頻率波動幅度較大，頻率的振幅和持續(xù)時間都超出了風電機組的高頻保護設定值(51Hz，0. 2s)，機組因高頻保護動作而脫網(wǎng)；發(fā)生三相短路故障時，風電場升壓站母線電壓、風電機組機端電壓及有功出力都大幅下跌，風電機組在故障中發(fā)出無功功率，為系統(tǒng)提供無功支持，如圖15、圖16所示。在后備保護動作將故障線路切除后，風電場升壓站電壓迅速恢復。當線路發(fā)生三相短路故障，且由后備保護動作將該故障線路切除時，系統(tǒng)能夠維持暫態(tài)穩(wěn)定，但故障清除后風電場并網(wǎng)點和電網(wǎng)的電壓有小幅波動。(2)其他故障仿真對關鍵線路發(fā)生兩相短路故障、單相接地短路故障以及母線三相、兩相、單相短路故障時的仿真從略。4.風電場低電壓穿越能力仿真驗證結論。(I)風電場滿足國家標準GB/T19963-2011《風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》對低 電壓穿越能力的要求。(2)風電場并網(wǎng)點電壓在并網(wǎng)導則規(guī)定的電壓輪廓線以下區(qū)域時，風電機組能夠保持并網(wǎng)運行至少O. 2s，且故障期間可發(fā)出無功功率，支持風電場和電網(wǎng)的電壓恢復。(3)風電場接入點附近的部分輸電線路或母線發(fā)生短路故障，且主保護未能正確動作，需要后備保護動作將故障清除時，可能會出現(xiàn)因過頻保護或高壓保護動作導致風電場內(nèi)風電機組全部或部分脫網(wǎng)的情況。(4)系統(tǒng)故障中及故障后的過頻和過壓持續(xù)過程通常比較短暫，建議風電場和風機制造商在機組性能允許的前提下對風電機組的頻率保護和過壓保護的限值作適當?shù)母模艑拰︻l率和過壓的要求。最后應當說明的是以上實施例僅用以說明本發(fā)明的技術方案而非對其限制，盡管參照上述實施例對本發(fā)明進行了詳細的說明，所屬領域的普通技術人員應當理解依然可以對本發(fā)明的具體實施方式
進行修改或者等同替換，而未脫離本發(fā)明精神和范圍的任何修改或者等同替換，其均應涵蓋在本發(fā)明的權利要求范圍當中。
權利要求
1.一種風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，其特征在于所述方法包括以下步驟 步驟I:分析所述風電機組的運行特性； 步驟2 :建立風電場電氣仿真模型，驗證風電場是否具備低電壓穿越能力； 步驟3 :建立包括所述風電場電氣仿真模型的區(qū)域電力系統(tǒng)仿真模型，校驗風電場并網(wǎng)對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的影響。
2.根據(jù)權利要求I所述的風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，其特征在于所述步驟I包括以下步驟 步驟1-1 :采集所述風電機組電氣參數(shù)； 步驟1-2 :根據(jù)驗證過的風電機組電氣仿真模型，分析所述風電機組運行特性。
3.根據(jù)權利要求2所述的風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，其特征在于所述風電機組電氣參數(shù)包括風電機組基本信息、發(fā)電機參數(shù)、變流器參數(shù)、主控制系統(tǒng)參數(shù)和其他電氣參數(shù)。
4.根據(jù)權利要求3所述的風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，其特征在于所述風電機組基本信息包括風電機組型號、額定功率、額定視在功率、額定電流、額定電壓、輪轂高度和額定風速；所述發(fā)電機參數(shù)包括發(fā)電機型號、額定功率、額定視在功率、電壓、頻率和轉子開路電壓；所述變流器參數(shù)包括電網(wǎng)側變流器額定功率、電機側變流器額定功率、電網(wǎng)側變流器額定視在功率、電機側變流器額定視在功率、直流側chopper類型、直流側chopper型號、直流側chopper電阻、直流側chopper電阻阻值、直流側chopper電阻容量、Crowbar類型、Crowbar型號、Crowbar電阻、Crowbar阻值和Crowbar容量；所述主控制系統(tǒng)參數(shù)包括控制系統(tǒng)的型號和控制特性；所述其他電氣參數(shù)包括過壓保護定值、低壓保護定值、高頻保護定值和低頻保護定值。
5.根據(jù)權利要求I所述的風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，其特征在于所述步驟2包括以下步驟 步驟2-1 :采集所述風電場內(nèi)生產(chǎn)類電氣設備參數(shù)、電氣拓撲結構信息、風電場所接入電網(wǎng)的等值阻抗和短路容量以及繼電器保護參數(shù)； 步驟2-2 :建立風電場電氣仿真模型； 步驟2-3 :分析所述風電場運行特性，通過故障仿真，驗證風電場是否具備低電壓穿越能力。
6.根據(jù)權利要求5所述的風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，其特征在于所述生產(chǎn)類電氣設備參數(shù)包括箱式變壓器參數(shù)、饋線系統(tǒng)參數(shù)、主變壓器參數(shù)、無功補償設備參數(shù)和風電場送出線路參數(shù)。
7.根據(jù)權利要求6所述的風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，其特征在于所述箱式變壓器參數(shù)包括箱式變壓器的型號、容量、電壓分接頭、接線組別、阻抗電壓、短路損耗、空載損耗和空載電流；所述饋線系統(tǒng)參數(shù)包括每段饋線的長度、型號、額定電流、正序/負序/零序電阻、電抗和對地電容值；所述主變壓器參數(shù)包括主變壓器的型號、容量、電壓分接頭、接線組別、阻抗電壓、短路損耗、空載損耗和空載電流；所述無功補償設備參數(shù)包括風電場無功補償設備的類型、感性/容性安裝容量和實際可用容量、系統(tǒng)響應時間和保護定值；所述風電場送出線路參數(shù)包括風電場送出線路的線路長度、型號、額定電流、正序/負序/零序電阻、電抗和對地電容值。
8.根據(jù)權利要求5所述的風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，其特征在于所述繼電器保護參數(shù)包括風電機組/風電場的過/欠壓保護定值，過/欠頻保護定值和風電場并網(wǎng)點/風電機組的短路保護定值。
9.根據(jù)權利要求I所述的風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，其特征在于所述步驟3包括以下步驟 步驟3-1 :建立包括所述風電場電氣仿真模型的區(qū)域電力系統(tǒng)仿真模型； 步驟3-2 :分析所述風電場和電網(wǎng)運行暫態(tài)穩(wěn)定性，校驗風電場低電壓穿越能力； 步驟3-3 :分析所述風電場并網(wǎng)對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的影響。
全文摘要
本發(fā)明提供一種風電場低電壓穿越能力仿真驗證方法，所述方法包括以下步驟根據(jù)驗證過的風電機組電氣仿真模型，分析所述風電機組的運行特性；建立風電場電氣仿真模型，驗證風電場是否具備低電壓穿越能力；建立包括所述風電場電氣仿真模型的區(qū)域電力系統(tǒng)仿真模型，校驗風電場并網(wǎng)對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的影響。本發(fā)明提供了一種完整有效的驗證風電場低電壓穿越能力的方法，對于判定風電場是否滿足并網(wǎng)要求，避免大規(guī)模風電脫網(wǎng)事故和保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行具有積極的意義，為我國風電并網(wǎng)認證體系的建立和完善奠定了基礎。
文檔編號G06F17/50GK102799722SQ201210231230
公開日2012年11月28日 申請日期2012年7月5日 優(yōu)先權日2012年7月5日
發(fā)明者遲永寧, 王真, 李琰, 李慶, 魏林君, 張梅, 湯海雁, 劉超 申請人:中國電力科學研究院, 中電普瑞張北風電研究檢測有限公司, 國家電網(wǎng)公司