基于DigSILENTPF的风电场模型构建方法及相关装置与流程

基于digsilent/pf的风电场模型构建方法及相关装置
技术领域
1.本技术涉及风电场仿真技术领域，尤其涉及基于digsilent/pf的风电场模型构建方法及相关装置。


背景技术：

2.近年来随着海上风电产业的快速发展，按照《q/csg1211017
‑
2018风电场接入电网技术规范》、《nbt31075
‑
2016风电场电气仿真模型建模及验证规程》和《nb/t31077
‑
2016风电场低电压穿越建模及评价方法》等标准要求，电网对风电场场站的详细建模以及场站具备调频调压的控制功能提出了最新要求。风电场的电气建模和故障穿越能力建模时间尺度在1～10ms，属于机电暂态过程，然而主流的psd
‑
bpa软件大多采用单机模型对风场整场进行等值聚合处理，无法详细反映风电场内部的集电系统，更无法修改元件功能结构实现模型的自定义开发。
3.目前针对风电场的电气建模和故障穿越性能验证建模，大多采用psd
‑
bpa软件用单机模型对风场整场进行等值聚合处理，无法详细反映风电场内部的集电系统，更无法修改元件功能结构实现模型的自定义开发。以全功率型风机模型(4型)为例，digsilent全功率型风机模型4a型、iec(美国西部电力协调委员会)4a和4b型、wecc(国际电工委员会)4a和4b模型。其中4a型模型不考虑风轮、变桨、传动等机械部分，4b型模型考虑机械部分适用于一次调频的功能开发。但wecc4b和iec4b机组模型一部分通过dll动态链接库来实现值对用户提供了接口而封装了具体框架和组建的实现细节，用户无法再更改功能定义。同时，上述标准模型都在背靠背换流器(包含整流器、直流侧和逆变器)部分进行了简化，只用一台静态发电机控制其有功、无功输出来模拟，无法反映直流电压的控制过程，不利于风电机组变流器控制的精确建模分析。


技术实现要素：

4.本技术提供了基于digsilent/pf的风电场模型构建方法及相关装置，用于解决现有技术存在对电力设备进行等效简化，以及框架封装的情况，导致实际仿真无法实现自适应模型构建，也不能有效地反映风电场的控制过程的技术问题。
5.有鉴于此，本技术第一方面提供了基于digsilent/pf的风电场模型构建方法，包括：
6.通过digsilent/pf构建风电机组模型，所述风电机组模型包括网侧换流器模型；
7.基于所述风电机组模型模拟目标风电场，所述目标风电场包括预置svg模型、升压变压器和外部电网；
8.依据所述目标风电场中并网点处的监测序分量模拟所述目标风电场的场站级控制过程，得到调频功率控制指令，所述监测序分量包括电压序分量、有功序分量、无功序分量和频率；
9.根据所述调频功率控制指令对所述风电机组模型进行一次调频动态控制和并网
点潮流静态控制。
10.可选的，所述基于所述风电机组模型模拟目标风电场，所述目标风电场包括预置svg模型、升压变压器和外部电网，包括：
11.在所述并网点处构建svg的仿真模型，得到所述预置svg模型，所述预置svg模型包括预置静态控制模式和预置动态控制模式；
12.根据实际情况搭建所述升压变压器的参数模型，得到升压变压器；
13.将所述风电机组模型、所述预置svg模型、所述升压变压器和所述外部电网通过预置集电线路和送电海缆进行连接，得到目标风电场。
14.可选的，所述依据所述目标风电场中并网点处的监测序分量模拟所述目标风电场的场站级控制过程，得到调频功率控制指令，所述监测序分量包括电压序分量、有功序分量、无功序分量和频率，包括：
15.获取所述目标风电场中并网点处的监测序分量，所述监测序分量包括电压序分量、有功序分量、无功序分量和频率；
16.根据所述电压序分量、所述有功序分量和所述无功序分量模拟所述目标风电场的场站级控制模式，得到初级功率控制指令；
17.基于所述频率计算场站级有功控制的调节量；
18.将所述调节量叠加至所述初级功率控制指令的原始有功控制量上，得到调频功率控制指令。
19.可选的，所述通过digsilent/pf构建风电机组模型，所述风电机组模型包括网侧换流器模型，之后还包括：
20.根据录波实测数据对所述风电机组模型进行准确度校验，保留符合预置参考标准的所述风电机组模型。
21.本技术第二方面提供了基于digsilent/pf的风电场模型构建装置，包括：
22.机组模拟单元，用于通过digsilent/pf构建风电机组模型，所述风电机组模型包括网侧换流器模型；
23.风电场模拟单元，用于基于所述风电机组模型模拟目标风电场，所述目标风电场包括预置svg模型、升压变压器和外部电网；
24.控制指令生成单元，用于依据所述目标风电场中并网点处的监测序分量模拟所述目标风电场的场站级控制过程，得到调频功率控制指令，所述监测序分量包括电压序分量、有功序分量、无功序分量和频率；
25.场站级控制单元，用于根据所述调频功率控制指令对所述风电机组模型进行一次调频动态控制和并网点潮流静态控制。
26.可选的，所述风电场模拟单元，具体用于：
27.在所述并网点处构建svg的仿真模型，得到所述预置svg模型，所述预置svg模型包括预置静态控制模式和预置动态控制模式；
28.根据实际情况搭建所述升压变压器的参数模型，得到升压变压器；
29.将所述风电机组模型、所述预置svg模型、所述升压变压器和所述外部电网通过预置集电线路和送电海缆进行连接，得到目标风电场。
30.可选的，所述控制指令生成单元，具体用于：
31.获取所述目标风电场中并网点处的监测序分量，所述监测序分量包括电压序分量、有功序分量、无功序分量和频率；
32.根据所述电压序分量、所述有功序分量和所述无功序分量模拟所述目标风电场的场站级控制模式，得到初级功率控制指令；
33.基于所述频率计算场站级有功控制的调节量；
34.将所述调节量叠加至所述初级功率控制指令的原始有功控制量上，得到调频功率控制指令。
35.可选的，还包括：
36.校验单元，用于根据录波实测数据对所述风电机组模型进行准确度校验，保留符合预置参考标准的所述风电机组模型。
37.本技术第三方面提供了基于digsilent/pf的风电场模型构建设备，所述设备包括处理器以及存储器；
38.所述存储器用于存储程序代码，并将所述程序代码传输给所述处理器；
39.所述处理器用于根据所述程序代码中的指令执行第一方面所述的基于digsilent/pf的风电场模型构建方法。
40.本技术第四方面提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质用于存储程序代码，所述程序代码用于执行第一方面所述的基于digsilent/pf的风电场模型构建方法。
41.从以上技术方案可以看出，本技术实施例具有以下优点：
42.本技术中，提供了基于digsilent/pf的风电场模型构建方法，包括：通过digsilent/pf构建风电机组模型，风电机组模型包括网侧换流器模型；基于风电机组模型模拟目标风电场，目标风电场包括预置svg模型、升压变压器和外部电网；依据目标风电场中并网点处的监测序分量模拟目标风电场的场站级控制过程，得到调频功率控制指令，监测序分量包括电压序分量、有功序分量、无功序分量和频率；根据调频功率控制指令对风电机组模型进行一次调频动态控制和并网点潮流静态控制。
43.本技术提供的基于digsilent/pf的风电场模型构建方法，基于digsilent/pf的风电场模拟过程中，通过构建不同设备的模型自定义开发了整个风电场；构建的风电机组模型能够克服现有技术中仅用一台发电机控制模拟风电机组存在的问题；而且本技术的风电机组的网侧换流器也是通过参数架构模拟得到的模型，更加符合实际控制情况，且更能反映风电机组的并网特性；另外，在场站级控制上采用输出端的并网点处的监测序分量作为反馈影响控制指令，使得风电机组模型适用于一次调频；整个风电场模拟中的主要设备均不采用等效简化的方式处理，而是通过参数和结构调整得到设备模型，更加具有针对性，也更能把控风电场的具体控制过程。因此，本技术能够解决现有技术存在对电力设备进行等效简化，以及框架封装的情况，导致实际仿真无法实现自适应模型构建，也不能有效地反映风电场的控制过程的技术问题。
附图说明
44.图1为本技术实施例提供的基于digsilent/pf的风电场模型构建方法的流程示意图；
45.图2为本技术实施例提供的基于digsilent/pf的风电场模型构建装置的结构示意图；
46.图3为本技术实施例提供的风电机组模型总体控制结构示意图；
47.图4为本技术实施例提供的网侧换流器的功率故障穿越控制策略示意图；
48.图5为本技术实施例提供的风电机组模型在随机风速下的功率波形图；
49.图6为本技术实施例提供的风电机组故障穿越时的直流侧响应波形图；
50.图7为本技术实施例提供的cosphi(p)控制曲线图；
51.图8为本技术实施例提供的q(u)控制曲线图；
52.图9为本技术实施例提供的风电场的有功阶跃控制仿真波形图；
53.图10为本技术实施例提供的风电场场站参与一次调频下垂曲线图；
54.图11为本技术实施例提供的digsilent/pf实现海上风电场一次调频响应波形图；
55.图12为本技术实施例提供的digsilent/pf构建的具有调频功能的实际海风场的模型框架示意图。
具体实施方式
56.为了使本技术领域的人员更好地理解本技术方案，下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，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他实施例，都属于本技术保护的范围。
57.为了便于理解，请参阅图1，本技术提供的基于digsilent/pf的风电场模型构建方法的实施例，包括：
58.步骤101、通过digsilent/pf构建风电机组模型，风电机组模型包括网侧换流器模型。
59.digsilent/powerfactory(简称digsilent/pf)电力系统机电/电磁混合商业化仿真软件仿真软件则克服了bpa无法自定义的建模缺陷，全面引入面向对象编程技术和数据库概念，能够处理复杂的网络拓扑，适用于大规模的风力发电仿真分析。
60.现有的digsilent/pf软件自带的4型机组模型将发电机模型、机侧vsc、网侧vsc模型合并为一台静态发电机带故障穿越的pq控制进行模拟，无法深入反映换流器的控制功能以及直流侧电压的控制能力，本实施例中并未简化风电机组的具体结构，以及控制，使得风电机组的控制更加贴合实际情况。具体的，风电机组模型的结构请参阅图3；图中，v为风速，可以外界读取文件(*elmfile)方式导入到digsilent/pf中；θ为桨距角控制模型的输出角度；ω
rot
为传动模型的低速轴角速度；p
wind
为风力机捕获风能转化的机械功率；u
t
为发电机出口电压，i
e
为励磁电流，v
e
为发电机励磁电压，ω
gen
为发电机转子(高速轴)角速度；v
ac1
、p1分别为发电机出口的电压有效值和有功功率；v
dc
为换流器直流电压；v
ac2
、q2分别为换流器网侧电压和无功功率；p
pcc
、q
pcc
、u
pcc
、f
pcc
分别为并网点的有功、无功、电压和频率；p
reflim
、q
reflim
分别为场级控制器输出的有功、无功参考限值；p
ref0
为最大功率跟踪有功输出；q
ref0
为网侧换流器无功功率参考值，通常为0。
61.网侧换流器的控制策略决定了风电机组的并网特性，具体的网侧换流器的控制框架如图4所示，正常运行时故障判别信号faultjudge信号为0，有功环采用定直流电压控制，
输入为直流电压参考值u
dcref
和直流电压测量值u
dc
，经过pi控制器生成正常运行电流指令i
dr
，限幅前d轴指令i
d
＝i
dr
；电网发生故障后故障判别信号faultjudge由0变1进入故障穿越控制模式，冻结pi控制器的状态变量以能够在故障后平稳恢复，限幅前d轴指令i
d
＝i
drf
，i
drf
由功率参考指令p
ref
除以网侧交流电压有效值u
ac
并进行最大值限幅来计算以能够优先保证风机有功的最大传输。此外，由于故障穿越期间，chopper电路(直流斩波电路)动作进行泄能可能导致直流电容两侧的有功功率小偏差不平衡而控制失稳，对此，引入小偏差比例系数k
droop
(典型值0.1)降低网侧换流器的输出功率，最终使得在任意时段都能满足网侧换流器输出功率小于等于机侧换流器输入功率的稳定性条件。无功环也类型，也分为正常控制模式和故障穿越模式，在故障穿越期间，无功电流按照下式生成：
62.i
qrf
＝k
×
(u
t
‑
u
ac
)
63.其中，k为支撑系数，u
t
为故障判断电压阈值。
64.除了单独构建网侧换流器模块，还需要注意的是，风电机组模型中还包括气动
‑
机械模型、机侧变流器模型、直流侧换流器模型等，均需要逐一进行模型构建。风电机组模型建立完成后可以通过参数调整和控制调整得到风电机组模型仿真波形图，具体请参阅图5和图6。
65.进一步地，步骤101，之后还包括：
66.根据录波实测数据对风电机组模型进行准确度校验，保留符合预置参考标准的风电机组模型。
67.对风电机组建模完成之后，需要对风电机组的故障穿越性能按照《nbt31053
‑
2014风电机组低电压穿越建模及验证方法》的标准要求，结合现场录波实测数据，对风电机组模型进行准确度校验，准确性的建模方法可参考标准要求，达到精度要求后才评价为准确有效进而根据实际拓扑及参数构建整个海上风电场的模型。
68.步骤102、基于风电机组模型模拟目标风电场，目标风电场包括预置svg模型、升压变压器和外部电网。
69.进一步地，步骤102，包括：
70.在并网点处构建svg的仿真模型，得到预置svg模型，预置svg模型包括预置静态控制模式和预置动态控制模式；
71.根据实际情况搭建升压变压器的参数模型，得到升压变压器；
72.将风电机组模型、预置svg模型、升压变压器和外部电网通过预置集电线路和送电海缆进行连接，得到目标风电场。
73.结合实际海上风电场的网络拓扑和元件参数，可以搭建对应的集电线路svg、升压变压器、送电海缆和外部电网等元件模型，将模型按照实际的海上风电场的网络拓扑结构进行连接处理，参数设置，使得模型能够最直观最详细的反映海上风电场机组之间的电气耦合特性。可以理解的是，预置集电线路主要是指场内集电线路；而且场内集电线路和送电海缆均需要先独立建模，然后才能参与到目标风电场的模型构建中。
74.步骤103、依据目标风电场中并网点处的监测序分量模拟目标风电场的场站级控制过程，得到调频功率控制指令，监测序分量包括电压序分量、有功序分量、无功序分量和频率。
75.进一步地，步骤103，包括：
76.获取目标风电场中并网点处的监测序分量，监测序分量包括电压序分量、有功序分量、无功序分量和频率；
77.根据电压序分量、有功序分量和无功序分量模拟目标风电场的场站级控制模式，得到初级功率控制指令；
78.基于频率计算场站级有功控制的调节量；
79.将调节量叠加至初级功率控制指令的原始有功控制量上，得到调频功率控制指令。
80.本实施例并非直接采用digsilent/pf中的控制器生成控制指令，而是添加了调节量，这个调节量与并网点处的频率有关，使得得到的控制指令与频率有关，从而实现一次调频功能。
81.场站级静态和动态控制器输入量为并网点有功正序分量p
pcc
、无功正序分量q
pcc
和电压正序分量u
pcc
，根据风电场场级控制的实际情况选择一种控制模式进行控制(q控制、cosphi控制、cosphi(p)控制和q(u)控制)并给出控制目标值，即初级功率控制指令。其中若采用cosphi(p)控制和q(u)控制方式，需要给定如图7和图8所示类似的控制曲线，进而场控会生成每台机组的有功指令preflim、无功指令qreflim调整每台机组的出力，该曲线可通过在digsilent/pf设置矩阵参数读入到dsl模型中设置。
82.按照《nbt31075
‑
2016风电场电气仿真模型建模及验证规程》标准要求，做风电场pcc点处的有功阶跃试验，仿真波形图如图9所示，其中虚线是风电场整场的有功指令，实线是风电场的跟踪响应波形，从仿真结果可以看出，本实施例可实现基于digsilent/pf风电场的功率控制功能并有较好的跟随响应。
83.具体的，按照《q/csg1211017
‑
2018风电场接入电网技术规范》关于一次调频的最新要求，实现海上风电场一次调频的风电机组控制过程模拟。一次调频控制同样利用digsilent/pf中的dsl功能实现，产生的场站有功调节量
△
p
pcc
与原来场站有功参考叠加，也就是将调节量叠加至初级功率控制指令的原始有功控制量上，进而将得到的调频功率控制指令p利用场级控制器原有的分配量进行分配。其原理是电网高频扰动情况下，一次调频动作量达10％额定出力后可不再向下调节，电网低频扰动情况下，一次调频动作量达5％额定出力后可不再向上调节。一次调频下垂特性通过设定频率与有功功率折线函数实现，即：
[0084][0085]
其中，f
d
为一次调频死区，f
n
为系统额定频率，f为监测的频率，p
n
为额定功率，δ％为新能源一次调频调差系数，p
park0
为初级功率控制指令，δp
pcc
为调节量。
[0086]
以标准推荐参数为例进行设定，f
d
＝0.05hz，δ％＝5％，一次调频功率上调节最大功率限幅设定为6％pn，一次调频功率下调节最大功率限幅设定为10％pn。风电场场站参与电网一次调频的下垂曲线如图10所示，算例实现的海上风电场标幺化后的一次调频响应如图11所示。
[0087]
步骤104、根据调频功率控制指令对风电机组模型进行一次调频动态控制和并网点潮流静态控制。
[0088]
本技术实施例中的一次调频动态控制的实质是具有一次调频功能下的有功功率和无功功率动态控制过程。
[0089]
本实施例中采用场站级控制实现风电机组的输出功率调节，更能满足最新的电网技术要求。本实施例给出了风电场系统设计的具体设计策略，具体的调频调压功能的实际海风场的框架请参阅图12，不仅能够实现详细的全功率型风力发电机组、svg、场级控制的仿真模拟，而且能够具备海上风电场并网点故障穿越、电压调整、一次调频的功能，用于海上风电场调压调频功能的开发验证。
[0090]
本技术实施例提供的基于digsilent/pf的风电场模型构建方法，基于digsilent/pf的风电场模拟过程中，通过构建不同设备的模型自定义开发了整个风电场；构建的风电机组模型能够克服现有技术中仅用一台发电机控制模拟风电机组存在的问题；而且本技术实施例的风电机组的网侧换流器也是通过参数架构模拟得到的模型，更加符合实际控制情况，且更能反映风电机组的并网特性；另外，在场站级控制上采用输出端的并网点处的监测序分量作为反馈影响控制指令，使得风电机组模型适用于一次调频；整个风电场模拟中的主要设备均不采用等效简化的方式处理，而是通过参数和结构调整得到设备模型，更加具有针对性，也更能把控风电场的具体控制过程。因此，本技术实施例能够解决现有技术存在对电力设备进行等效简化，以及框架封装的情况，导致实际仿真无法实现自适应模型构建，也不能有效地反映风电场的控制过程的技术问题。
[0091]
为了便于理解，请参阅图2，本技术提供了基于digsilent/pf的风电场模型构建装置的实施例，包括：
[0092]
机组模拟单元201，用于通过digsilent/pf构建风电机组模型，风电机组模型包括网侧换流器模型；
[0093]
风电场模拟单元202，用于基于风电机组模型模拟目标风电场，目标风电场包括预置svg模型、升压变压器和外部电网；
[0094]
控制指令生成单元203，用于依据目标风电场中并网点处的监测序分量模拟目标风电场的场站级控制过程，得到调频功率控制指令，监测序分量包括电压序分量、有功序分量、无功序分量和频率；
[0095]
场站级控制单元204，用于根据调频功率控制指令对风电机组模型进行一次调频动态控制和并网点潮流静态控制。
[0096]
进一步地，风电场模拟单元202，具体用于：
[0097]
在并网点处构建svg的仿真模型，得到预置svg模型，预置svg模型包括预置静态控制模式和预置动态控制模式；
[0098]
根据实际情况搭建升压变压器的参数模型，得到升压变压器；
[0099]
将风电机组模型、预置svg模型、升压变压器和外部电网通过预置集电线路和送电海缆进行连接，得到目标风电场。
[0100]
进一步地，控制指令生成单元203，具体用于：
[0101]
获取目标风电场中并网点处的监测序分量，监测序分量包括电压序分量、有功序分量、无功序分量和频率；
[0102]
根据电压序分量、有功序分量和无功序分量模拟目标风电场的场站级控制模式，得到初级功率控制指令；
[0103]
基于频率计算场站级有功控制的调节量；
[0104]
将调节量叠加至初级功率控制指令的原始有功控制量上，得到调频功率控制指
令。
[0105]
进一步地，还包括：
[0106]
校验单元205，用于根据录波实测数据对风电机组模型进行准确度校验，保留符合预置参考标准的风电机组模型。
[0107]
本技术还提供了基于digsilent/pf的风电场模型构建设备，设备包括处理器以及存储器；
[0108]
存储器用于存储程序代码，并将程序代码传输给处理器；
[0109]
处理器用于根据程序代码中的指令执行上述方法实施中的基于digsilent/pf的风电场模型构建方法。
[0110]
本技术还提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质用于存储程序代码，程序代码用于执行上述方法实施中的基于digsilent/pf的风电场模型构建方法。
[0111]
在本技术所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
[0112]
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
[0113]
另外，在本技术各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
[0114]
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本技术的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以通过一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本技术各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：u盘、移动硬盘、只读存储器(英文全称：read
‑
only memory，英文缩写：rom)、随机存取存储器(英文全称：random access memory，英文缩写：ram)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
[0115]
以上所述，以上实施例仅用以说明本技术的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本技术进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本技术各实施例技术方案的精神和范围。