风电机组电气仿真模型建模导则（征求意见稿）

1、NB/T XXXXXXXXX6ICS FORMTEXT 点击此处添加ICS号 FORMTEXT 点击此处添加中国标准文献分类号 FORMTEXT 中华人民共和国能源行业标准风电机组电气仿真模型建模导则Guideline for Electrical Simulation Models of Wind Turbines FORMTEXT 点击此处添加与国际标准一致性程度的标识（征求意见稿）本稿完成日期：2013年10月30日XXXX - FORMTEXT XX - FORMTEXT XX实施201X- FORMTEXT XX - FORMTEXT XX发布NB/T FORMTEXT XXXXX

2、FORMTEXT XXXX国家能源局发布NB/T XXXXXXXXX HYPERLINK l _Toc372122522前言 PAGEREF _Toc372122522 h IIHYPERLINK l _Toc3721225231 范围 PAGEREF _Toc372122523 h 1HYPERLINK l _Toc3721225242 规范性引用文件 PAGEREF _Toc372122524 h 1HYPERLINK l _Toc3721225253 术语和定义 PAGEREF _Toc372122525 h 1HYPERLINK l _Toc3721225364 符号定义 PAGERE

3、F _Toc372122536 h 2HYPERLINK l _Toc3721225375 风电机组模型 PAGEREF _Toc372122537 h 4HYPERLINK l _Toc3721225385.1 基本要求 PAGEREF _Toc372122538 h 4HYPERLINK l _Toc3721225395.2 模型接口和初始化 PAGEREF _Toc372122539 h 4HYPERLINK l _Toc3721225405.3 风电机组模型结构 PAGEREF _Toc372122540 h 5HYPERLINK l _Toc3721225415.4 子模块模型 PA

4、GEREF _Toc372122541 h 10HYPERLINK l _Toc3721225426 模型验证方法与步骤 PAGEREF _Toc372122542 h 15HYPERLINK l _Toc3721225436.1 验证基本原则 PAGEREF _Toc372122543 h 15HYPERLINK l _Toc3721225446.2 验证工况 PAGEREF _Toc372122544 h 16HYPERLINK l _Toc3721225456.3 仿真与测试数据要求 PAGEREF _Toc372122545 h 16HYPERLINK l _Toc3721225466

5、.4 模型验证步骤 PAGEREF _Toc372122546 h 17HYPERLINK l _Toc3721225476.5 验证结果评价 PAGEREF _Toc372122547 h 19HYPERLINK l _Toc372122548附录A （资料性附录） 风电机组模型验证用测试数据格式 PAGEREF _Toc372122548 h 20HYPERLINK l _Toc372122549附录B （规范性附录） 故障过程分区方法 PAGEREF _Toc372122549 h 21HYPERLINK l _Toc372122550附录C （资料性附录） 模型验证结果 PAGEREF

6、 _Toc372122550 h 23HYPERLINK l _Toc372122551参考文献 PAGEREF _Toc372122551 h 25HYPERLINK l _Toc372122552编 制 说 明 PAGEREF _Toc372122552 h 26前言本标准依据GB/T 1.1-2009标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写编制。本标准的附录A和附录C为资料性附录，附录B为规范性附录。本标准由XXX提出。本标准由能源行业风电标准化技术委员会归口。本标准起草单位：中国电力科学研究院。本标准主要起草人：XXX，XXX，XXX，XXX，XXX，XXX，XXX，XXX。NB/T

7、 XXXXXXXXX 风电机组电气仿真模型建模导则范围本标准规定了风电机组电气仿真模型的分类、结构、子模块实现以及模型验证方法与步骤。本标准适用于电力系统稳定计算用风电机组电气仿真模型的建模和验证。规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 19963-2011 风电场接入电力系统技术规定NB/T XXXX 风电机组低电压穿越建模及验证方法NB/T XXXX 风电机组低电压穿越能力测试规程术语和定义风电机组额定功率 rated power for wind

8、turbines风电机组连续稳定运行在额定工况时输出的有功功率。电力系统稳定 power system stability 电力系统受到大扰动后，过渡到新的或恢复到原来稳态运行方式的能力。低电压穿越 Low Voltage ride through当电力系统事故或扰动引起风电场并网点电压或频率变化时，在一定的电压、频率变化范围和时间间隔内，风电机组能够保证不脱网连续运行。电压跌落发生装置 voltage dip generator 在低电压穿越测试中，使测试点产生满足测试要求电压跌落的试验设备。电压跌落幅值 depth of voltage dip电压跌落期间线电压最小值与额定值的比值，以标幺

9、值或百分比表示。稳态区间 steady-state range风电机组并网运行时，机端电压不发生瞬时突变，保持稳定运行的过程区间。暂态区间 transient-state range风电机组并网运行时，机端电压发生瞬时突变，风电机组由一个稳定状态过渡到另一稳定状态的过渡过程区间。基波正序分量 positive sequence component of the fundamental三相系统的基波分量中，三个对称相序分量之一，它存在于对称的和不对称的正弦量三相系统中，由下列复数表达式定义:(1)式中：是120运算因子，而、和是有关相量的复数表达式，其中表示系统电流或电压的相矢量。基波负序分量

10、negative sequence component of the fundamental三相系统的基波分量中，三个对称相序分量之一，它仅存在于一个不对称的正弦量三相系统中，由下列复数表达式定义:.(2)式中：是120运算因子，而、和是有关相量的复数表达式，其中表示系统电流或电压的相矢量。符号、代号和缩略语下列符号适用于本标准：叶片桨距角cmd主控制系统桨距角指令gen发电机角速度ref风力机初始角速度WTR风力机角速度WTRn风力机额定角速度UWTTG风电机组发电机变流器系统端电压UWTT风电机组机端电压VW风速PWTref稳态运行有功功率参考值QWTref稳态运行无功功率参考值VWTre

11、f稳态运行电压参考值空气密度csh传动链轴系阻尼系数cp风能转换效率系数fWTT风电机组机端电压频率F1变流器保护触发标志F2风电机组保护触发标志HWTR风力机惯性时间常数Hgen发电机惯性时间常数IWTTG风电机组发电机变流器系统端电流IWTT风电机组机端电流In风电机组额定电流IQ风电机组无功电流Ir发电机转子电流ksh传动链轴系刚度系数P风电机组机端有功功率Pn风电机组额定功率Paero风电机组捕获的风功率Pgen发电机有功功率Q风电机组机端无功功率Qcmd风电机组无功功率指令R风力机叶轮半径Tcmd风电机组转矩指令Tinit风力机初始转矩TP变桨系统等效惯性时间常数UG模型验证用等效电

12、网电压S1旁路开关S2短路开关Sk电压跌落发生装置电网侧接入点短路容量电压跌落发生装置电网侧接入点阻抗角Z1限流阻抗Z2短路阻抗F1_IQ无功电流稳态区间平均偏差F2_IQ无功电流暂态区间平均偏差F3_IQ无功电流稳态区间平均绝对偏差F4_IQ无功电流暂态区间平均绝对偏差F5_IQ无功电流稳态区间最大偏差FAIQ无功电流A时段平均绝对偏差FBIQ无功电流B时段平均绝对偏差FCIQ无功电流C时段平均绝对偏差FG_IQ无功电流加权平均绝对偏差F1_P有功功率稳态区间平均偏差F2_P有功功率暂态区间平均偏差F3_P有功功率稳态区间平均绝对偏差F4_P有功功率暂态区间平均绝对偏差F5_P有功功率稳态区

13、间最大偏差FAP有功功率A时段平均绝对偏差FBP有功功率B时段平均绝对偏差FCP有功功率C时段平均绝对偏差FG_P有功功率加权平均绝对偏差F1_Q无功功率稳态区间平均偏差F2_Q无功功率暂态区间平均偏差F3_Q无功功率稳态区间平均绝对偏差F4_Q无功功率暂态区间平均绝对偏差F5_Q无功功率稳态区间最大偏差FAQ无功功率A时段平均绝对偏差FBQ无功功率B时段平均绝对偏差FCQ无功功率C时段平均绝对偏差FG_Q 无功功率加权平均绝对偏差FU电压稳态区间平均绝对偏差风电机组模型基本要求该规范不是针对风电机组运行特性方面的要求，而是模型响应方面的要求，建立适用于电力系统稳定分析的风电机组电气仿真模型。

14、该规范规定的模型仅适用于风电机组，因此并不包括风电场等级的控制以及附加设备。模型为机电暂态仿真模型，仿真步长宜为1-10ms。模型是基频正序响应下的模型。风电机组模型应包含风电机组正常运行和故障运行中对并网性能有明显影响的部件，包括机械部件、电气部件、控制、安全及故障保护等模块。模型应反映机组过/欠压、过/欠频和过流保护特性。模型接口和初始化本条款规定了风电机组模型的接口和初始化条件。a）模型接口风电机组模型接口说明分为初始化计算和动态仿真两个阶段，如图1所示。初始化阶段，风电机组模型作为PQ节点或PV节点。电网模型将潮流计算结果提供给风电机组模型。动态仿真阶段，风电机组模型输入和输出变量应与

15、电网模型的输入和输出变量关联。风电机组模型采用机端电压作为输入，输出机端电流提供给电网模型。风电机组模型可接受来自风电场控制器的指令设定值，包括有功功率参考值、无功功率参考值或电压参考值。图1 风电机组模型和电网模型接口b）风电机组模型初始化初始化用来保证动态仿真是从稳态开始的。风电机组模型的初始化应与电网模型的初始化保持一致。风电机组模型和电网模型初始化示意图如图2所示。初始化阶段，风电机组模型根据无功电压控制策略的不同，可设置为PQ节点或PV节点，当风电机组输出无功功率超出无功上下限约束时，自动转为PQ节点。电网模型通过潮流计算进行初始化，潮流结果作为初始条件提供给风电机组模型初始化。电网

16、模型提供给风电机组模型的潮流结果包括风电机组机端电压、有功和无功电流。风电机组模型根据潮流结果确定运行工作点并进行控制模块的初始化。图2风电机组模型和电网模型初始化风电机组模型初始化时，风电机组模型参数包括：物理参数，如发电机转动惯量、空气动力学系数等；运行模式，如电压控制模式、功率因数控制模式、无功功率控制模式；控制器参数，如控制器限幅等。风电机组模型初始条件包括风速、发电机转速或风力机转速、桨距角、风电场控制器指令（如有功功率指令、无功功率指令）等。风电机组模型结构风电机组通用模型结构风电机组可分为四类进行建模。1型：定速风电机组2型：滑差控制变速风电机组3型：双馈变速风电机组4型：全功率

17、变频风电机组风电机组通用模型结构可参考图3，参数解释参考图1。不同类型风电机组，可根据实际风电机组结构对模型进行调整。图3 风电机组模型结构图1型风电机组1型风电机组包括的主要电气、机械部件接线方式如图4所示，电气设备包括异步发电机、无功补偿装置、并网开关、变压器等。1型风电机组配置机械投切式电容器组时，采用固定电容器组模型；配置可动态控制的可变电容器组时，应根据实际情况建立可变电容器组仿真模型。仿真模型包含箱变模型。1型风电机组可以分为故障期间具有变桨控制能力和不具备变桨控制能力两种型式。1型风电机组变桨控制能力用于主动低电压穿越控制，但该技术在实际工程未广泛应用，因此从建立用于电力系统稳定

18、分析的风电机组仿真模型角度，本标准中采用故障穿越期间固定桨距角型式。图中：WTR风力机风轮； GB齿轮箱；AG异步发电机； FC固定电容器组；VC可变电容器组； CB断路器；TR箱变； WTT风电机组端口。图4 1型风电机组接线方式1型风电机组模型结构如图5所示，VWTref为采用可变电容器组时的电压参考设定值。空气动力学模型、传动链、发电机和变流器系统、保护模块以及电气设备的子模块模型可参见5.4。图5 1型风电机组模型结构2型风电机组2型风电机组包括的主要电气、机械部件接线方式如图6所示，电气设备包括异步发电机、无功补偿装置、并网开关、变压器等。2型风电机组在转子绕组上串联了可变电阻，通过

19、可变电阻控制转子电流大小提高电机变速运行范围。2型风电机组配置机械投切式电容器组时，采用固定电容器组模型；配置可动态控制的可变电容器组时，应根据实际情况建立可变电容器组仿真模型。仿真模型包含箱变模型。图中：WTR风力机风轮； GB齿轮箱；WRAG绕线式异步发电机； VRR可变转子电阻；FC固定电容器组； VC可变电容器组；CB断路器； TR箱变；WTT风电机组端口。图6 2型风机接线方式2型风电机组模型结构如图7所示，VWTref为采用可变电容器组时的电压参考设定值。2型风电机组通常配置了桨距角控制系统，因此控制系统包含了可变转子电阻控制和桨距角控制。空气动力学模型、传动链、发电机和变流器系统

20、、控制系统、保护模块以及电气设备的子模块模型可参见5.4。图7 2型风电机组模型结构3型风电机组3型风电机组包括的主要电气、机械部件接线方式如图8所示，电气设备包括异步发电机、变流器、并网开关、变压器等。3型风电机组发电机定子侧直接与电网相连，转子侧通过一背靠背变流器与电网相连，变流器系统包括机侧变流器、网侧变流器和直流电容。3型风电机组还可能包括转子侧Crowbar保护电路以及与直流电容并联的chopper保护电路，用于实现3型风电机组低电压穿越。仿真模型包含箱变模型。图中：WTR风力机风轮； GB齿轮箱；WRAG绕线式异步发电机； GSC机侧变流器；LSC网侧变流器； CrowbarCro

21、wbar电路；CHchopper电路； C直流电容；L电抗器； CB断路器； TR箱变； WTT风电机组端口。图8 3型风机接线方式3型风电机组模型结构如图9所示。3型风电机组模型结构中发电机变流器系统包含发电机模型和变流器模型，控制系统包含桨距角控制、变流器控制。空气动力学模型、传动链、发电机和变流器系统、控制系统、保护模块以及电气设备的子模块模型可参见5.4。图9 3型风电机组模型结构4型风电机组4型风电机组包括的主要电气、机械部件接线方式如图10所示，电气设备包括发电机、变流器、并网开关、变压器等。4型风电机组的发电机可能采用同步发电机或异步发电机，发电机通过全功率变流器和电网隔离，变流

22、器系统包括机侧变流器、网侧变流器和直流电容。4型风电机组还包括与直流电容并联的chopper保护电路，用于实现4型风电机组低电压穿越。仿真模型包含箱变模型。图中：WTR风力机风轮； GB齿轮箱；SG/AG同步/异步发电机； GSC机侧变流器；LSC网侧变流器； C直流电容；CHchopper电路； L电抗器；CB断路器； TR箱变； WTT风电机组端口。图10 4型风机接线方式4型风电机组模型结构如图11所示。4型风电机组一般都配置了chopper保护电路防止直流电容过电压以保护变流器。对于具有chopper保护电路的4型风电机组，从建立用于电力系统稳定分析的风电机组仿真模型角度，机侧变流器、

23、发电机、传动链、空气动力学模块和桨距角控制系统可简化。模型结构中控制系统包含网侧变流器控制。发电机和变流器系统、控制系统、保护模块以及电气设备的子模块模型可参见5.4。图11 4型风电机组模型结构子模块模型空气动力学模型风力机空气动力模块模拟风能获取，获得的风功率可由式（3）表示：. QUOTE F1=1KM_End-K MStart+1i=K M_StartKM_EndxMi-1KS_End-K S_Start+1i=K S_StartKS_EndxSi （3） 风能转换效率系数可根据叶片的气动特性表，由叶尖速比和叶片桨距角查表得到。空气动力学模型可采用如图12所示的模型结构。图12 空气动

24、力学模型传动链传动链模型应能准确模拟该部分动态过程对风电机组电气性能的影响，可采用如图13所示的两质量块模型。图13 传动链两质量块模型发电机和变流器系统4种类型风电机组的发电机变流器系统采用不同的仿真模型。1型风电机组1型风电机组中发电机模型可采用仿真软件中的标准异步发电机模型，从建立用于电力系统稳定分析的仿真模型角度，发电机模型应反映转子磁链暂态特性，可忽略定子磁链暂态特性。2型风电机组2型风电机组中发电机模型如图14所示，可在标准异步发电机模型的转子绕组上增加可变电阻进行修正。发电机模型应反映转子磁链暂态特性，可忽略定子磁链暂态特性。模型中的L、R、分别表示电感、电阻、电压、磁链和电流，

25、下标d和q分别代表d轴和q轴分量，下标s和r分别代表定子和转子变量，Lm为励磁电感，为同步转速。图14 2型风电机组发电机模型3型风电机组3型风电机组中发电机和变流器系统的模型如图15所示。发电机转子绕组上模拟增加Crowbar电阻，发电机模型应反映转子磁链暂态特性，可忽略定子磁链暂态特性，机侧变流器模型可被模拟为理想的电压源，网侧变流器模型可被模拟为理想的电流源。图中，发电机模型中的L、R、分别表示电感、电阻、电压、磁链和电流，下标d和q分别代表d轴和q轴分量，下标s和r分别代表定子和转子变量，Lm为励磁电感，为同步转速。图15 3型风电机组发电机和变流器系统模型4型风电机组对于具有chop

26、per保护电路的4型风电机组，发电机和变流器系统模型可简化模拟，如图16所示，发电机和变流器系统可模拟为理想的电流源。图16 4型风电机组发电机和变流器系统模型控制系统风电机组电气仿真模型控制系统应根据实际控制策略准确建模。不同类型风电机组控制系统包含的控制模块不同。控制系统典型控制模块包括桨距角控制、有功功率控制、无功功率控制以及与低电压穿越相关的控制模块等。2型风电机组控制系统包含桨距角控制和可变转子电阻控制。桨距角控制如图17所示。对于低电压穿越期间具有快速变桨功能的风电机组，应在桨距角控制模型中增加快速变桨功能的模拟。图17 桨距角控制模型可变转子电阻控制如图18所示。图18 可变转子

27、电阻控制模型3型风电机组控制系统包含桨距角控制、机侧变流器控制和网侧变流器控制。1）桨距角控制桨距角控制如图17所示。对于低电压穿越期间具有快速变桨功能的风电机组，应在桨距角控制模型中增加快速变桨功能的模拟。2）机侧变流器控制机侧变流器控制模型如图19所示，根据控制状态判断，机侧变流器控制包括稳定运行控制模块、故障穿越运行控制模块两部分。图19 机侧变流器控制模型稳态运行时，机侧变流器实现有功和无功解耦控制。通过有功功率控制实现最大功率追踪，根据机组运行模式不同，无功功率控制可以包括恒功率因数控制和恒电压控制两种模式。机侧变流器稳态运行控制下，有功功率控制模型如图20所示，无功功率控制模型如图

28、21所示。图20稳态运行下有功功率控制模型图21稳态运行下无功功率控制模型故障穿越运行控制状态通过检测风电机组机端电压并根据低电压穿越曲线判断。故障穿越运行控制下，变流器电流输出切换到故障穿越运行控制模块的输出。故障穿越运行控制模块主要包括故障穿越过程中逆变器输出的有功电流和无功电流控制。无功电流控制模型应能实现风电机组低电压穿越期间对电网无功电流支撑能力的模拟。有功电流控制模型应能模拟风电机组低电压穿越结束后的功率恢复特性。故障穿越运行状态下，有功电流和无功电流应保证满足公式（4）的关系：(4)式中，为变流器暂态过程中允许输出的最大电流。3）网侧变流器控制网侧变流器典型控制模块如图22所示，

29、有功电流分量用于控制直流电容电压恒定，无功电流分量一般设置为0。如果无功电流分量用于控制电网侧变流器发出的无功功率，应在模型中增加该部分控制功能的模拟。图22 网侧变流器控制模型4型风电机组对于具有chopper保护电路的4型风电机组，控制系统可以简化模拟，主要包含网侧变流器控制部分，分别包括有功控制和无功控制模型。4型风电机组有功控制模型分为稳定运行状态和故障穿越运行状态两部分，如图23所示。图23 4型风电机组有功控制模块4型风电机组无功控制模型分为稳定运行状态和故障穿越运行状态两部分，典型控制模块与3型风电机组机侧变流器的无功控制模型相同。保护模块风电机组的过/欠压保护、过/欠频保护应准

30、确建模，其它与低电压穿越过程相关的保护如超速保护等宜在模型中体现。对于3型风电机组，保护模块应模拟Crowbar保护电路的动作特性。对于3型风电机组和4型风电机组采用Chopper保护电路时，如果需要准确模拟直流电容电压的动态，则Chopper保护电路的动作特性需要模拟。电气设备电气设备模型是指与风电机组机端连接的电气设备，一般包括并网开关和箱式变压器，对于1型和2型风电机组，还包括在风电机组机端配置的无功补偿设备。仿真模型中并网开关可设置瞬时动作。配置机械投切式电容器组时可采用固定电容器组模型；配置可动态控制的可变电容器组时，应能准确反映其动态响应特性应。变压器模型可采用仿真软件中的标准模型

31、，应考虑以下参数的影响：原边线圈电阻；原边线圈漏抗；副边线圈电阻；副边线圈漏抗；线圈匝比；变压器联结组别；变压器分接头位置。模型验证方法与步骤验证基本原则模型验证的主要内容为电网电压扰动工况下的模型仿真与测试数据的对比。模型验证考核量包括电压、有功功率、无功功率和无功电流。模型验证选取风电机组箱式变压器低压侧（或高压侧）数据开展模型验证。基波正序分量的验证应满足本标准要求，对于不对称故障情况下的基波负序分量的验证可参考本标准。验证工况依据Q/GDW XXXX 风电机组低电压穿越测试规范中规定的测试类别，分别在以下功率范围、故障类型和电压跌落幅值的工况下验证。功率范围依照风电机组低电压穿越实际测

32、试的功率范围，模型验证应分别在以下两种有功功率输出状态下进行。大功率输出状态，P0.9 Pn；小功率输出状态，0.1 PnP0.3 Pn。故障类型模型验证的工况包括三相对称故障和两相不对称故障。电压跌落模型验证的电压跌落工况应包括但不限于Q/GDW XXXX 风电机组低电压穿越测试规范中规定的三相电压跌落和两相电压跌落情况下电压跌落幅值为0.750.05、0.500.05、0.350.05、0.200.05四种。其他工况除6.2.1、6.2.2和6.2.3条中规定的验证工况外，为验证风电机组模型保护模块等仿真功能，可由模型验证方与模型提交方协商确定其他验证工况。仿真与测试数据要求测试数据模型验

33、证应采用该型风电机组按照Q/GDW XXXX 风电机组低电压穿越测试规范进行低电压穿越测试时的测试数据。风电机组低电压穿越测试与模型验证的结构图如图24所示。图24 风电机组低电压穿越测试与验证示意图用于模型验证的测试数据应包括测量点1的电压和电流、测试期间风速。测量点2和测量点3的电压和电流以及发电机转速、风力机转速、桨距角等测试数据可根据模型验证的需求选取。仿真数据用于仿真建模的数据包括：电网模型数据，包括但不限于：等效电网电压UG、电压跌落发生装置电网侧接入点短路容量Sk及阻抗角或阻抗比X/R；电压跌落设备参数，包括：限流阻抗Z1的电阻和电抗值、短路阻抗Z2的电阻和电抗值，以及开关S1和

34、S2的动作时序。测试信息模型验证中需要的低电压穿越测试信息按照附录A的格式提供。模型验证步骤模型仿真模型验证前校核并调整电网参数，包括电压、等效阻抗、短路容量。依据风电机组实际测试情况，设置模型为6.2节规定的验证工况，进行模型仿真，得到风电机组变压器低压侧（或高压侧）电压、电流和功率仿真结果。数据处理计算测试与仿真数据的线电压、电流、无功电流、有功功率和无功功率的基波正序分量。为保证测试数据与仿真数据对比的有效性，所有数据应采用相同的量纲，时标，分辨率格式。测试与仿真数据的时间序列应同步。故障过程分段以测试数据为依据进行。故障过程分区以实际测试数据为依据，对故障过程进行分区，分区方法见附录B

35、，即：根据测试电压数据，将测试与仿真的数据序列分为A（故障前）、B（故障期间）、C（故障后）三个时段；根据有功功率和无功电流的响应特性，将B、C时段分为暂态区间和稳态区间，其中B时段分为B1（暂态）和B2（稳态）区间，C时段分为C1（暂态）、C2（稳态）区间。偏差计算通过计算测试数据与仿真数据之间的偏差，考核模型的准确程度。测试与仿真偏差计算的电气量是：电压U；有功功率P；无功功率Q；无功电流IQ QUOTE IQ 。用XS QUOTE xS 和XM QUOTE xM 分别表示以上电气量的仿真数据和测试数据基波正序分量的标幺值。KStart QUOTE KM_Start 和KEnd QUOTE

36、 KS_End 分别 QUOTE KM_End 表示计算偏差时第一个和最后一个仿真、测试数据的序号。计算有功功率、无功功率和无功电流仿真数据与测试数据的偏差，包括平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差以及加权平均绝对偏差。其中，各时段暂态区间分别计算平均偏差和平均绝对偏差，稳态区间分别计算平均偏差、平均绝对偏差和最大偏差。计算电压仿真数据与测试数据的稳态区间平均绝对偏差。偏差计算方法如下：稳态区间的平均偏差 QUOTE F1 在稳态区间内，计算测试数据与仿真数据基波正序分量差值的算术平均，并取其绝对值，用F1表示。. QUOTE F1=1KM_End-K MStart+1i=K M_StartKM_

37、EndxMi-1KS_End-K S_Start+1i=K S_StartKS_EndxSi （5） 暂态区间的平均偏差 QUOTE F2 在暂态区间内，计算测试数据与仿真数据基波正序分量差值的算术平均，并取其绝对值，用F2表示。.（6）稳态区间的平均绝对偏差 QUOTE F1 在稳态区间内，计算测试数据与仿真数据基波正序分量差值的绝对值的算术平均，用F3表示。.（7）暂态区间的平均绝对偏差 QUOTE F1 在暂态区间内，计算测试数据与仿真数据基波正序分量差值的绝对值的算术平均，用F4表示。.（8）稳态区间的最大偏差 QUOTE F3 在稳态区间内，计算测试数据与仿真数据基波正序分量差值的绝

38、对值的最大值，用F5表示。. QUOTE F3=maxi=KStart,K EndxMi-xSi （9）加权平均绝对偏差 QUOTE F3 分别计算有功功率、无功功率、无功电流在A、B、C时段的平均绝对偏差，以FAP QUOTE FAP 、FBP QUOTE FBP 、FCP QUOTE FCP 、FAQ QUOTE FAQ 、FBQ、FCQ 、FAIQ、 QUOTE FAIQ FBIQ QUOTE FBIQ 、FCIQ QUOTE FCIQ QUOTE FCQ 表示。以B时段有功功率 QUOTE FAP 的平均绝对偏差FBP为例，KStart QUOTE KM_Start 和KEnd分别表示

39、B时段数据序列第一个和最后一个数据的序号。计算如下：（10）将各时段的平均绝对偏差进行加权平均，得到整个过程的加权平均绝对偏差。三个区间的权值分别是：A（故障前）： 10%B（故障期间）： 60%C（故障后）： 30%以有功功率为例计算加权平均绝对偏差如下：（11）每个验证工况按照附录C表C.1的格式记录验证结果。全部工况验证完成后，按照附录C表C.2的格式记录验证结果，表中电压跌落幅值根据实际开展模型验证工况选择的电压跌落幅值填写。验证结果评价偏差计算结果应满足以下条件：所有工况的稳态区间电压平均绝对偏差不超过0.05。所有工况稳态和暂态区间的有功功率、无功功率和无功电流平均偏差、平均绝对偏

40、差，稳态区间的最大偏差以及加权平均绝对偏差应不大于表1中的偏差最大允许值。偏差最大允许值电气参数F1maxF2max QUOTE F2 F3maxF4maxF5maxFGmax有功功率，P/Pn0.070.200.100.250.150.15无功功率，Q/Pn QUOTE Q/PN 0.050.200.070.250.100.15无功电流，I/In 0.070.200.100.300.150.15其中，F1max稳态区间平均偏差最大允许值；F2max暂态区间平均偏差最大允许值；F3max稳态区间平均绝对偏差最大允许值；F4max暂态区间平均绝对偏差最大允许值；F5max稳态区间最大偏差最大允许

41、值；FGmax加权平均绝对偏差最大允许值。（资料性附录）风电机组模型验证用测试数据格式1.风电机组详细信息风电机组制造商风电机组型号额定功率Pn QUOTE Pn （kW）额定电压Un（V）风电机组测试地点其它设备（测试附加设备）型号2.测量点3电网信息额定电压Un（V）短路容量Sk QUOTE Sk （MVA）阻抗角/阻抗比（）/X/R3.测试信息测试序号12345678910111213141516测试文件号故障类型（对称/不对称）跌落持续时间t(ms)电压跌落幅值U/UnZ1阻抗（限流阻抗）RL（）XL（）Z2阻抗(短路阻抗)RK（）XK（）（规范性附录）故障过程分区方法总则在进行偏差计

42、算前，根据测试数据对故障前后及故障期间进行分区，以实现对各区段分别计算仿真数据与测试数据的偏差。A、B、C时段判定以测试电压数据为依据，将测试与仿真的数据序列分为三个时段：A故障前；B故障期间；C故障后。各时段针对有功功率、无功功率和无功电流测试数据在电压跌落过程中的特性，分为暂态和稳态区间，如图B.1所示。验证过程分区判定A、B、C时段的开始和结束时刻方法如下：电压跌落前1s为A时段开始；电压跌落至0.9Un时刻的前20ms为A时段结束，B时段开始；故障清除开始时刻的前20ms为B时段结束，C时段开始；故障清除后，风电机组有功功率开始稳定输出后的1s为C时段结束。暂态和稳态区间判定A时段A时

43、段均为稳态区间，如图B.1中的A1区间。B时段B时段分为暂态区间和稳态区间。电压瞬时跌落阶段为暂态区间，跌落后的稳定运行阶段为稳态区间。图B.1中B1为暂态区间，B2为稳态区间。按照有功功率和无功电流的特性，B1和B2区间分别判定。B1_a表示有功功率的暂态区间，B2_a表示有功功率的稳态区间。B1_r表示无功功率和无功电流的暂态区间，B2_r表示无功功率和无功电流的稳态区间。C时段C时段分为暂态区间和稳态区间。电压瞬时恢复阶段为暂态区间，恢复后的稳定运行阶段为稳态区间。图B.1中C1为暂态区间，C2为稳态区间。按照有功功率和无功电流的特性，C1和C2区间分别判定。同B时段，有功功率、无功功率

44、和无功电流各区间分别为C1_a，C2_a，C1_r，C2_r。B、C时段暂态和稳态区间判定方法B、C时段根据有功功率和无功电流的响应特性，分为暂态区间和稳态区间。暂态区间为电压瞬时大幅波动引起的电流、有功功率和无功功率的波动区间。稳态区间为正常运行和电压波动后稳定运行的区间。暂态开始时刻即为上一稳态结束时刻，暂态结束时刻即为下一稳态开始时刻。对电压恢复引起的暂态区间，功率和电流的波动进入该时段平均值的10%范围内的后20ms为暂态过程的结束。（资料性附录）模型验证结果表C.1 模型验证工作表时段区间区间平均偏差区间平均绝对偏差时段平均绝对偏差权值加权平均绝对偏差稳态区间最大偏差区间名描述F1_

45、IQ/ F2_IQF1_P/ F2_PF1_Q/ F2_QFUF3_IQ/F4_IQF3_P/ F4_PF3_Q/ F4_QFAIQ/ QUOTE FAIQ FBIQ QUOTE FBIQ /FCIQFAP QUOTE FAP /FBP QUOTE FBP /FCPFAQ QUOTE FAP /FBQ QUOTE FBP /FCQFG_IQFG_PFG_QF5_IQF5_PF5_QAA1稳态0.1BB1暂态0.6B2稳态CC1暂态0.3C2稳态C3暂态C4稳态表C.2 模型验证总表表C.2.1 有功功率验证结果电压跌落ABC全时段稳态稳态暂态稳态暂态FG_PF1_PF3_PF5_PF1_PF3

46、_PF5_PF2_PF4_PF1_PF3_PF5_PF2_PF4_P20%35%50%75%表C.2.2 无功功率验证结果电压跌落ABC全时段稳态稳态暂态稳态暂态FG_QF1_QF3_QF5_QF1_QF3_QF5_QF2_QF4_QF1_QF3_QF5_QF2_QF4_Q20%35%50%75%表C.2.3 无功电流验证结果电压跌落ABC全时段稳态稳态暂态稳态暂态FG_IQF1_IQF3_IQF5_IQF1_IQF3_IQF5_IQF2_IQF4_IQF1_IQF3_IQF5_IQF2_IQF4_IQ20%35%50%75%参考文献IEC 61400-21:2008 Measurement

47、and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines. FGW TG4, Demands on Modelling and Validating Simulation Models of the Electrical Characteristics of Power Generating Units and Systems, Revision 5.风电机组电气仿真模型建模导则编 制 说 明目 次 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc3245203881 编制背景

48、 PAGEREF _Toc324520388 h 28HYPERLINK l _Toc3245203892 编制主要原则 PAGEREF _Toc324520389 h 28HYPERLINK l _Toc3245203903 与其他标准文件的关系 PAGEREF _Toc324520390 h 28HYPERLINK l _Toc3245203914 主要工作过程 PAGEREF _Toc324520391 h 28HYPERLINK l _Toc3245203925 标准结构和内容 PAGEREF _Toc324520392 h 29HYPERLINK l _Toc3245203936 条

49、文说明 PAGEREF _Toc324520393 h 291 编制背景随着风电装机容量迅速增加，风电在电网中所占比例越来越高，其对电网的影响范围也逐渐扩大，风电并网稳定运行的问题日益突出。风电机组模型是风电并网仿真研究模型的基本单元，为应对大规模风电接入，确保风电接入后电力系统运行的安全、稳定性，准确的风电机组电气模型是研究风电并网运行控制、保护等的前提条件，是风电并网技术研究的基础，是电网安全、稳定、可靠运行的保证。GB/T 19963-2011 风电场接入电力系统技术规定中明确规定，风电场开发商应提供可用于电力系统仿真计算的风电机组、风电场汇集线路及风电机组/风电场控制系统模型及参数，用

50、于风电场接入电力系统的规划设计及调度运行。国家能源局关于印发风电机组并网检测管理暂行办法的通知（国能新能2010433号）也明确提出风电机组并网检测内容包括电气模型验证。为规范风电机组电气仿真模型及验证方法，国家能源局在2012年第二批能源领域行业标准制（修）订计划（国能科技2012 326号文件）中下达了风电机组电气仿真模型建模导则行业标准制定计划，中国电力科学研究院承担了此标准的编制工作。目前暂无相应国家或行业标准规定用于电力系统计算分析的风电机组电气仿真模型建模方法。本标准用于指导适用于电力系统稳定计算用风电机组电气仿真模型的建模和验证。2 编制主要原则本标准编制的原则遵守现有相关法律、

51、条例、标准和导则等，兼顾电网运行和风电发展的要求。本标准的出发点和基本原则是建立用于电力稳定分析的风电机组电气仿真模型建模方法。风电机组电气仿真模型及验证的基本核心有两个：一是风电机组模型的基本结构和子模块模型；二是风电机组模型验证方法和指标。本标准的 “风电机组模型”和“模型验证方法与步骤”分别规定了这两方面的主要技术内容。3 与其他标准文件的关系本标准以GB/T 19963-2011风电场接入电力系统技术规定、NB/T XXXX风电机组低电压穿越建模及验证方法和NB/T XXXX风电机组低电压穿越能力测试规程为基础，结合风电机组本身的技术条件和模型验证的基本情况，制定出合适的标准，以适应电力系统稳定分析时风电机组建模的需要。本标准参考了国际电工委员会（IEC）WG27工作组、电气与电子工程师协会（IEEE）、北美西部电力协调委员会（WECC）在风电机组电气仿真模型建模方面的相关研究报告，结合我国