本发明属于电力系统仿真与验证领域， 具体涉及一种风电场低电压穿越能力仿真验证 方 法。 背景技术

近年来， 在政策利好、 技术进步的形势下， 我国风电快速发展， 其运行技术、 调度管理、 标准体系等水平均达到世界先进水平。 目前， "三北 "地区多个省区电网的风电跃居区域电网 内第二大装机电源，风电的安全运行成为保证 大电网安全运行的重要因素。 2011年大风期间， 部分网省风电运行安全问题集中爆发， "三北 "地区多次发生大规模风机脱网事故， 对电网安 全稳定运行产生严重影响。 对电网安全稳定运行影响最大的一次脱网事故 损失出力达 154万 千瓦， 电网频率最低降低至 49.765Hz, 越限 5秒， 330kV母线电压最低降至 230.6kV， 为额 定电压的 69.88%。经过多次事故调查分析发现， 风电场运行中存在风机有功 /无功不可控、不 具备低 /高电压穿越能力、 动态无功支撑能力缺乏、 无功设备响应速度不达标等安全隐患。 在 2011年数次事故中， 风机因低电压脱网占 58%， 因高电压脱网占 27%。

为此， 国家相关管理规定及国家标准 GB/T 19963-2011 《风电场接入电力系统技术规定》 均要求风电机组 /风电场具备低电压穿越能力， 且风电机组应通过有资质机构的测试， 风电场 应通过低电压穿越能力验证方可并网运行。 风电大规模集中接入系统是我国风电发展中遇 到 的特殊问题， 没有国际经验可以借鉴， 因此针对我国风电发展实情， 在已具备风电机组低电 压穿越现场测试能力基础上， 研究发明一种针对风电场低电压穿越能力仿真 验证方法是必要 的和亟须的。 发明内容

为了克服上述现有技术的不足， 本发明提供一种风电场低电压穿越能力仿真验 证方法， 对于判定风电场是否满足并网要求， 避免大规模风电脱网事故和保证电网安全稳定 运行具有 积极的意义， 为我国风电并网认证体系的建立和完善奠定了 基础。

为了实现上述发明目的， 本发明采取如下技术方案：

一种风电场低电压穿越能力仿真验证方法， 所述方法包括以下步骤： 步骤 1 : 分析所述风电机组的运行特性；

步骤 2: 建立风电场电气仿真模型， 验证风电场是否具备低电压穿越能力；

步骤 3: 建立包括所述风电场电气仿真模型的区域电力 系统仿真模型， 校验风电场并网 对电力系统安全稳定运行的影响。

所述步骤 1包括以下步骤：

步骤 1-1 : 采集所述风电机组电气参数；

步骤 1-2: 根据验证过的风电机组电气仿真模型， 分析所述风电机组运行特性。

所述风电机组电气参数包括风电机组基本信息 、 发电机参数、 变流器参数、 主控制系统 参数和其他电气参数。

所述风电机组基本信息包括风电机组型号、 额定功率、 额定视在功率、 额定电流、 额定 电压、 轮毂高度和额定风速； 所述发电机参数包括发电机型号、 额定功率、 额定视在功率、 电压、 频率和转子开路电压； 所述变流器参数包括电网侧变流器额定功率、 电机侧变流器额 定功率、 电网侧变流器额定视在功率、 电机侧变流器额定视在功率、 直流侧 chopper类型、 直流侧 chopper型号、 直流侧 chopper电阻、 直流侧 chopper电阻阻值、 直流侧 chopper电阻 容量、 Crowbar类型、 Crowbar型号、 Crowbar电阻、 Crowbar 阻值和 Crowbar容量； 所述主 控制系统参数包括控制系统的型号和控制特性 ； 所述其他电气参数包括过压保护定值、 低压 保护定值、 高频保护定值和低频保护定值。

所述步骤 2包括以下步骤：

步骤 2-1 : 采集所述风电场内生产类电气设备参数、 电气拓扑结构信息、风电场所接入电 网的等值阻抗和短路容量以及继电器保护参数 ；

步骤 2-2: 建立风电场电气仿真模型；

步骤 2-3: 分析所述风电场运行特性， 通过故障仿真， 验证风电场是否具备低电压穿越能 力。

所述生产类电气设备参数包括箱式变压器参数 、 馈线系统参数、 主变压器参数、 无功补 偿设备参数和风电场送出线路参数。

所述箱式变压器参数包括箱式变压器的型号、 容量、 电压分接头、 接线组别、 阻抗电压、 短路损耗、 空载损耗和空载电流； 所述馈线系统参数包括每段馈线的长度、 型号、 额定电流、 正序 /负序 /零序电阻、 电抗和对地电容值； 所述主变压器参数包括主变压器的型号、 容量、 电 压分接头、 接线组别、 阻抗电压、 短路损耗、 空载损耗和空载电流； 所述无功补偿设备参数 包括风电场无功补偿设备的类型、感性 /容性安装容量和实际可用容量、系统响应时� �和保护 定值； 所述风电场送出线路参数包括风电场送出线路 的线路长度、 型号、 额定电流、 正序 / 负序 /零序电阻、 电抗和对地电容值。

所述继电器保护参数包括风电机组 /风电场的过 /欠压保护定值，过 /欠频保护定值和风电 场并网点 /风电机组的短路保护定值。

所述步骤 3包括以下步骤：

步骤 3- 1： 建立包括所述风电场电气仿真模型的区域电力 系统仿真模型；

步骤 3-2: 分析所述风电场和电网运行暂态稳定性， 校验风电场低电压穿越能力； 步骤 3-3: 分析所述风电场并网对电力系统安全稳定运行 的影响。

与现有技术相比， 本发明的有益效果在于：

1、 GB/T 19963-2011 《风电场接入电力系统技术规定》 中对风电场低电压穿越能力作了 明确规定， 并有相应的数据指标。 本发明提供了一种完整有效的验证风电场低电 压穿越能力 的方法， 对于判定风电场是否满足并网要求， 避免大规模风电脱网事故和保证电网安全稳定 运行具有积极的意义；

2、本发明提供的方法具有重要的实用价值， 可准确对风电场低电压穿越能力给出全面评 价， 为我国风电并网认证体系的建立和完善奠定了 基础；

3、 本方法简单可靠， 易执行， 应用广泛。 附图说明

图 1 是本发明实施例中风电场低电压穿越能力仿真 验证方法流程图；

图 2 是国家标准 GB/T 19963-2011风电场低电压穿越要求示意图；

图 3 是待验证风电机组低电压保护设置示意图；

图 4 是风电机组运行特性校验仿真系统示意图；

图 5 是风机机端电压跌至 0时机组暂态特性示意图；

图 6 是风机机端电压跌至 0.7pu以下时机组暂态特性示意图；

图 7 是风机机端电压跌至 0.7pu时机组暂态特性示意图；

图 8 是待验证风电场接线图；

图 9 是风电场并网点电压跌落至 0时场内电压水平示意图；

图 10 是风电场并网点电压跌落至 0时风机有功 /无功出力示意图；

图 11 是风电场并网点不同电压跌落水平及相应风机 机端电压示意图；

图 12 是风电场并网点不同电压跌落下风机有功 /无功出力示意图； 图 13 是电网侧线路发生 相短路故障且主保护动作的风电场电压示意图 ； 图 14 是电网侧线路发生 相短路故障且主保护动作的风机有功 /无功出力示意图； 图 15 是电网侧线路发生 相短路故障且后备保护动作的风电场电压示意 图；

图 16 是电网侧线路发生 相短路故障且后备保护动作的风机有功 /无功出力示意图< 具体实》式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

如图 1， 一种风电场低电压穿越能力仿真验证方法， 所述方法包括以下步骤：

步骤 1 : 根据验证过的风电机组电气仿真模型， 分析所述风电机组的运行特性； 步骤 2: 建立风电场电气仿真模型， 验证风电场是否具备低电压穿越能力；

步骤 3: 建立包括所述风电场电气仿真模型的区域电力 系统仿真模型， 校验风电场并网 对电力系统安全稳定运行的影响。

风电场采用不同的风电机组、 不同的控制系统， 其并网运行对电网所产生的影响也会有 所不同。 在充分了解所采用风电机组的稳态和动态特性 的基础上， 结合当地电网的网架结构 特点， 研究风电场并网运行对电网可能带来的影响以 及相应的技术措施， 对于确保风电场投 运后的安全稳定运行有着极为重要的作用。

如图 2， 说明国家标准 GB/T 19963-2011 《风电场接入电力系统技术规定》对风电场低 电 压穿越能力的要求。 风电场并网点电压跌落至 20%标称电压时， 风电场内的风电机组能够保 证不脱网连续运行 625ms;风电场并网点电压在发生跌落后 2s内能够恢复到标称电压的 90% 时， 风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行 。 对于三相、 两相短路故障， 考核电压为 风电场并网点线电压； 对于单相接地短路故障， 考核电压为并网点相电压。 对电力系统故障 期间没有切出的风电场， 其有功功率在故障清除后应快速恢复， 自故障清除时刻开始， 以至 少 10%额定功率 /秒的功率变化率恢复至故障前的值。

以下是本发明的一个优选实施案例。

1. 根据验证过的风电机组电气仿真模型， 分析所述风电机组的运行特性。

根据验证过的风电机组电气仿真模型和风电机 组技术数据， 对风电机组的并网运行特性 进行研究确认。

( 1 ) 风电机组与箱式变压器主要参数；

某机型风机部分主要参数： 额定功率 2MW， 发电机功率因数为 1.0， 保护等级 IP54, 定 子 (线) 电压 690V, 频率 50Hz， 极数 4， 转子额定转速 16.7 rev/min， 转速范围 9-19 rev/min， 切入风速 4m/s， 切出风速 25m/s， 额定风速 15m/s。

( 2 ) 风电机组低电压保护设置；

风电机组的低压保护设置如图 3所示， 超出曲线范围时风电机组将从电网上断开。

( 3 ) 机组特性仿真系统；

为了方便分析和描述典型故障下风电机组的动 态特性， 选取简单网络作为仿真系统， 如 图 4所示。 风电机组经箱式变压器、 集电线路和升压变压器与无穷大电网相连， 箱变高压侧 为 35kV， 升压变压器高压侧为 220kV， 无穷大电源电压设为 1.0pu。

( 4) 风电机组运行特性仿真：

( a) 故障时风机机端电压跌落至 0;

故障致使风机机端电压跌落至 0时， 机组运行暂态特性如图 5。 系统发生三相短路故障 导致风电机组的机端电压由 l.Opu跌至 0， 故障中， 机组有功 /无功出力均为零。 由于风电机 组具备低电压穿越能力， 因此， 如果三相短路故障在 0.2s清除， 风电机组在故障中和故障后 均能够保持并网运行， 风机有功 /无功出力经过短暂振荡后恢复至稳定值， 机端电压恢复至故 障前的稳定水平。但如果三相短路故障超过 0.2s清除， 电压超出低压保护整定值， 风机脱网。

(b ) 故障时风机机端电压跌落至 0.7pu以下；

故障时风机机端电压跌落至 0.7pu以下时， 机组运行暂态特性如图 6。系统发生三相短路 故障导致风电机组的机端电压由 l.Opu跌至 0.69pu (通过调节故障点的接地电阻实现）， 故障 中， 风电机组发出的有功功率迅速减少。若三相短 路故障在 2.65s清除， 风电机组在故障中和 故障后均保持并网运行， 机组的有功 /无功出力经过短暂振荡后恢复至稳定值， 机端电压恢复 至故障前的稳定水平。 但如果三相短路故障清除时间超过 2.65s, 电压超出低压保护整定值， 风机脱网。

( c ) 故障时风机机端电压跌落至 0.7pu;

故障期间风电机组的机端电压跌落至 0.7pu时， 机组运行暂态特性如图 7。系统发生三相 短路故障导致风电机组的机端电压由 l.Opu跌至 0.7pu (通过调节故障点的接地电阻实现）， 故障中， 机组发出的有功功率迅速减少。 如果故障在 lis清除， 风电机组在故障中和故障后 均能保持并网运行， 有功 /无功出力经过短暂振荡恢复至稳定值， 机端电压恢复到故障前的稳 定水平。 但如果三相短路故障清除时间超过 lis, 电压超出低压保护整定值， 风机脱网。

2. 建立风电场电气仿真模型， 验证风电场是否具备低电压穿越能力；

根据风电场电气设备技术数据，在仿真程序 DIgSILENT/PowerFactory中建立风电场仿真 模型， 仿真模拟风电场小功率输出 （0.1 P _n P 0.3 P _n ) 和满功率输出 （1.0P _n ) 两种工况下， 电网发生各种短路故障，并网点电压跌落至残 余电压分别为 90% U _n ， 75% U _n ， 50% 1^和 20% U _n 时风电场的低电压穿越能力实现情况，评 价风电场能否实现国家标准 GB/T 19963-2011《风 电场接入电力系统技术规定》 所要求的低电压穿越能力。

( 1 ) 风电场模型

图 8为风电场仿真模型。 风电场总装机容量 249.3MW, 安装 58台 850kW风机， 100台 2MW风机。 风电场内风机机端电压为 690V, 经"一机一变（箱式变）"的单元接线方式升压 至 35/33kV， 再经 35/33kV场内集电线路汇集后接入风电场 220kV升压站。 升压站共安装 3 台主变， 其中 IA、 IB、 IC三条集电线路汇集 58台 850kW风机后接入 #1主变， IID、 IIE、 IIF、 IIG四条集电线路汇集 50台 2MW风机后接入 #2主变， ΠΙΗ、 1111、 III J, IIIK四条集电线路汇 集 50台 2MW风机后接入 #3主变。 风电场通过一回 220kV送出线路与系统相连， 线路长度 为 19km， 导线型号为 LGJ-300/40。

(2) 风电场低电压穿越能力仿真验证

(a) 短路故障导致风电场并网点电压跌至零的仿真 分析

风电场并网点发生三相短路故障， 0.19s故障清除。 图 9、 图 10给出了故障时风电场电压 变化曲线以及场内部分风电机组的有功 /无功出力变化曲线。 风电场并网点的电压跌至 0， 场 内风电机组机端电压迅速下跌， 但均在 0.15pu以上， 短路故障清除后， 风电场并网点电压和 风机机端电压迅速恢复。

短路故障发生前风电场处于满发状态， 风电机组的无功出力均为零。 短路故障发生后有 功出力跌落至接近零出力； 由于机组本身的控制策略， 故障中风电机组都能够发出无功功率。 故障后风电机组的有功出力开始恢复， 并能够在 3s内恢复至故障前的水平， 且无功出力迅速 恢复到零。

风电场并网点电压因故障而跌至零时，场内所 有风电机组不仅能保持并网运行至少 0.2s， 且能够在故障期间发出无功功率， 支持风电场和电网的电压恢复， 故障后风电机组的有功出 力能够在 3s内恢复至故障前的水平。

(b) 短路故障导致风电场并网点电压其他跌落水平 的仿真分析

根据图 2中对风电场低电压穿越的要求，当系统故障� �致风电场并网点电压跌至 0.20pu、 0.50pu、 0.75pu禾卩 0.90pu时，风电场内所有风电机组应至少保持并 网运行 0.625s、 1.21s、 1.71s 禾口 2.0s。 当并网点的电压在故障期间分别跌落至 0.20pu、 0.50pu、 0.75pu和 0.90pu时 （通过 调节故障点的接地电阻实现并网点电压不同跌 落深度）， 图 11给出了风电场并网点电压和部 分风电机组机端电压的变化曲线。 当风电场并网点发生三相短路故障导致并网点 电压跌至 0.2pu时， 风电机组机端电压在 0.35pu以上， 故障期间风电机组可以保持并网运行至少 0.63s; 当短路故障导致并网点电压跌 落至 0.5pu时，风电机组机端电压将在 0.62pu以上，故障期间所有风电机组可保持至少 1.22s; 当短路故障导致风电场并网点电压跌至 0.75pu时， 风电机组机端电压将在 0.8pu以上， 故障 期间风电机组可保持并网运行至少 1.71s; 当故障导致并网点电压跌落至 0.9pu时， 风电机组 机端电压将在 0.9pu以上， 可保持并网运行至少 2s。

图 12为 #101风机（2MW)在不同类型短路故障下的有功 /无功功率变化曲线。 短路故障 发生时并网点电压跌幅越大， 机组有功出力的跌幅也越大， 故障清除后有功功率恢复至故障 前水平所需要的时间也越长。 当风电场并网点电压跌至 0.2pu时， #101机组的有功出力将由 2MW跌至 0.32MW, 故障清除后恢复至满发水平所需的时间约为 1.5s; 而当并网点电压跌至 0.9pu时， #101风电机组的有功出力则由 2MW跌至 1.76MW, 故障清除后恢复至满发水平所 需的时间不超过 0.5s。

正常运行方式下， #101风电机组的无功出力为零， 短路故障发生后风电机组将发出一定 的无功功率。 当并网点电压在故障期间跌落至 0.2pu时， 风电机组在故障期间发出的无功功 率约为 0.77Mvar; 当并网点电压跌至 0.5pu时， 风电机组可发出的无功功率为 1.03Mvar; 当 并网点电压跌至 0.9pu时， 风电机组发出的无功功率非常小， 约为 0.07Mvar。

对风电场处于满发时并网点发生两相接地短路 故障和单相短路故障及风电场处于低出力 时的故障仿真分析从略。

结果表明， 各类故障方式下， 风电机组保持并网运行的时间都满足要求， 在故障期间风 电场能够实现低电压穿越。

3. 建立包括所述风电场电气仿真模型的区域电力 系统仿真模型，校验风电场并网对电力 系统安全稳定运行的影响。

结合风电场实际接入系统情况及地区电网中其 他风电场运行情况， 仿真模拟风电场满发 时， 电网侧发生不同类型短路故障情况下， 校验风电场能否实现低电压穿越及稳定运行； 若 包含风电场的电力系统稳定性存在问题， 提出相应的措施和建议。

( 1 ) 线路发生三相短路故障

( a) 线路主保护动作

风电场附近某线路发生三相短路故障， 0.12s线路主保护动作， 故障线路切除， 风电场内 电压、 机组有功 /无功出力的暂态过程如图 13、 图 14所示。

当某线路发生三相短路故障时， 风电场的并网点电压将跌至 0.22pu， 风电场升压站的 35kV母线和 33kV母线电压在 0.30〜0.50pu之间。 风电场内各风电机组机端电压和有功出力 大幅下跌， 机端电压跌至 0.30〜0.60pu之间， 有功出力接近零。 故障发生后风电机组由正常 运行时的有功 /无功功率控制转为转子电流控制， 使得风电机组能够发出无功功率， 故障期间 850kW风电机组发出的无功功率在 0.30〜0.50Mvar之间， 2MW风电机组发出的无功功率在 0.8〜1.0Mvar之间。

0.12s主保护动作将该故障线路切除， 风电场升压站电压和机组机端电压迅速恢复。 故障 后风电机组的有功出力可在 2.5s内恢复到故障前的水平， 有功恢复能力满足标准中关于 "有 功功率应该以至少 10 %额定功率 /秒的功率变化率恢复至故障前的值"的要求。� ��障清除后风 电机组由转子电流控制转为有功 /无功功率控制， 无功出力降至零。

故障后， 电网和风电场电压将迅速恢复至稳定水平； 系统频率和常规机组转速经过短暂 振荡后恢复到稳定值。

(b) 线路后备保护动作

线路故障后第 0.12s主保护未能正确动作， 第 0.62s后备保护动作将该故障线路切除。 发 生线路短路故障时， 风电机组机端电压的跌落水平以及持续时间都 在机组低压保护的允许范 围之内， 故障期间风电机组的低压保护不动作。短路故 障的持续时间达到 0.62s时， 引起临近 火电厂的机组发生大幅振荡， 导致附近电网频率波动幅度较大， 频率的振幅和持续时间都超 出了风电机组的高频保护设定值 （51Hz， 0.2s), 机组因高频保护动作而脱网； 发生三相短路 故障时， 风电场升压站母线电压、 风电机组机端电压及有功出力都大幅下跌， 风电机组在故 障中发出无功功率， 为系统提供无功支持， 如图 15、 图 16所示。 在后备保护动作将故障线 路切除后， 风电场升压站电压迅速恢复。

当线路发生三相短路故障， 且由后备保护动作将该故障线路切除时， 系统能够维持暂态 稳定， 但故障清除后风电场并网点和电网的电压有小 幅波动。

(2) 其他故障仿真

对关键线路发生两相短路故障、 单相接地短路故障以及母线三相、 两相、 单相短路故障 时的仿真从略。

4. 风电场低电压穿越能力仿真验证结论。

( 1 ) 风电场满足国家标准 GB/T 19963-2011 《风电场接入电力系统技术规定》 对低电压 穿越能力的要求。

(2)风电场并网点电压在并网导则规定的电压轮 廓线以下区域时， 风电机组能够保持并 网运行至少 0.2s， 且故障期间可发出无功功率， 支持风电场和电网的电压恢复。 ( 3 ) 风电场接入点附近的部分输电线路或母线发生 短路故障， 且主保护未能正确动作， 需要后备保护动作将故障清除时， 可能会出现因过频保护或高压保护动作导致风 电场内风电 机组全部或部分脱网的情况。

(4)系统故障中及故障后的过频和过压持续过程 通常比较短暂， 建议风电场和风机制造 商在机组性能允许的前提下对风电机组的频率 保护和过压保护的限值作适当的更改， 放宽对 频率和过压的要求。

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范围当中。