风电场电气仿真模型建模及验证规程

ICSFORMTEXT27.160FORMTEXTF11FORMTEXT备案号：FORMTEXTNBFORMTEXTNB/TFORMTEXT****—FORMTEXT202*FORMTEXT代替NB/T31075-2016FORMTEXT风电场电气仿真模型建模及验证规程FORMTEXTSpecificationforElectricalSimulationModelsandValidationofWindFarmFORMTEXT     FORMDROPDOWNFORMTEXT     FORMTEXT202*-FORMTEXT*-FORMTEXT**发布FORMTEXT202*-FORMTEXT*-FORMTEXT*实施FORMTEXT国家能源局   发布风电场电气仿真模型建模及验证规程1范围本文件规定了电力系统仿真分析用的风电场电气仿真模型的建模及验证。本文件适用于通过110（66）kV及以上电压等级接入电网的风电场电气仿真模型建模。对于通过其他电压等级接入电网的风电场电气仿真模型建模，可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T19963-2021风电场接入电力系统技术规定第一部分:陆上风电3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1风电场windfarm;windpowerplant由一批风电机组或风电机组群（包括机组单元变压器）、汇集线路、主升压变压器及其他设备组成的发电站。3.2风电场有功功率activepowerofwindfarm风电场输入到并网点的有功功率。3.3风电场无功功率reactivepowerofwindfarm风电场输入到并网点的无功功率。3.4风电场功率汇集系统powercollectionsystemofwindfarm风电场内包括汇集线路、无功补偿装置和升压主变压器在内的风电场功率送出系统。3.5阻抗特性impedancecharacteristics在风电机组或风电场并网点注入小信号电压扰动与产生的对应频率的电流响应之间的比值，用于描述风电机组或风电场的小信号动态特性。4风电场电气仿真模型4.1总则4.1.1本标准中风电场电气仿真模型应根据风电场实际电气结构和参数建立。4.1.2风电场电气仿真模型应能正确反映风电场并网点的电气特性，适用于电力系统稳定分析。4.1.3风电场机电暂态仿真模型宜采用标幺值，电磁暂态仿真模型可采用有名值或标幺值。4.2风电场电气仿真模型结构4.2.1风电场典型组成风电场电气仿真模型应包含系统稳态和暂态运行时对风电场并网点电气特性有明显影响的设备、部件及控制系统。风电场典型组成结构如图1所示，包括风电机组、无功补偿装置、风电场功率汇集系统、风电场功率控制与保护系统。图1风电场典型组成4.2.2风电场汇集系统模型4.2.2.1汇集线路模型风电场汇集线路模型包括电缆线路和架空线路两种类型，均宜采用π型等值电路模型，模型结构如图2所示。模型应准确填写线路正、负、零序参数，线路参数与长度应能反映风电场实际情况。说明：1——R、X为线路电阻和电抗；2——G、B为线路电导和电纳。图2汇集线路模型4.2.2.2升压变压器模型风电机组和风电场的升压变压器模型如图3所示。升压变压器模型应准确填写变压器正、负、零序参数。（a）双绕组变压器（b）三绕组变压器说明：1——GT、BT为双绕组/三绕组变压器电导和电纳；2——RT、XT为双绕组变压器电阻和电抗；3——R1、X1为三绕组变压器一次侧电阻和电抗；4——R2、X2为三绕组变压器二次侧电阻和电抗；5——R3、X3为三绕组变压器三次侧电阻和电抗。图3升压变压器模型4.2.2.3对于机电暂态仿真建模，汇集线路和升压变压器模型应采用基波频率下的电抗和电纳。对于电磁暂态仿真模型，汇集线路和升压变压器模型应采用计算得出的电感和电容。4.2.3风电场功率控制系统模型4.2.3.1无功/电压控制策略风电场的无功/电压控制策略包括定功率因数控制模式、定电压控制模式和定无功功率控制模式。a）定功率因数控制模式风电场根据输出的有功功率和功率因数指令值计算无功功率指令值，并将无功功率指令分配至无功补偿装置和风电机组。b）定电压控制模式风电场根据并网点电压测量值和指令值计算无功功率指令值，并将无功功率指令分配至无功补偿装置和风电机组。c）定无功功率控制模式风电场根据无功功率指令值，将无功功率指令分配至无功补偿装置和风电机组。4.2.3.2有功功率控制系统模型风电场有功控制系统模型通常应包含风电场有功需求整定模块和有功功率分配模块，建模时宜参考风电场实际有功控制系统。风电场有功功率控制系统应能自动执行调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保风电场有功功率及功率变化率不超过调度指令。风电场有功控制过程可分为两层实现，即风电场有功需求整定和有功功率分配，有功控制系统模型可参考图4并结合实际风电场有功控制策略建模。风电场有功功率输出值的确定，应按实际有功控制模式确定。4.2.3.3无功功率控制系统模型风电场无功控制系统模型通常应包含风电场无功需求整定模块和无功功率分配模块，建模时宜参考风电场实际无功控制系统。风电场无功控制系统应能自动执行调度机构指令调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对风电场并网点无功或电压的控制。风电场无功控制过程可分为两层实现，即风电场无功需求整定和无功功率分配。风电场要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力，将风电场无功功率参考值按一定原则分配到风电场内风电机组及无功补偿装置，无功控制系统模型可参考图4并结合实际风电场无功控制策略建模；当风电机组无功容量无法满足系统无功调节需求时，剩余无功调节量通过风电场无功补偿装置实现。说明：1——Vmea为并网点电压测量值；2——Vref为并网点电压参考值；3——P，Q为并网点有功和无功测量值。图4风电场功率控制系统模型4.2.4风电场保护模型风电场的保护模型应根据风电机组、升压变压器、无功补偿装置、场内汇集线路等配备的继电保护方式建立仿真模型，模型应反映继电保护特性，包含保护整定值。

4.3风电场电磁暂态仿真模型4.3.1风电机组电磁暂态仿真模型风电机组模型应采用控制硬件在环仿真模型，或经与控制硬件在环仿真校核一致的控制程序封装数字仿真模型。4.3.1.1搭建风电机组控制器在环仿真模型，控制器的型号及软件版本应与现场一致，数字模型应包括变流器及发电机等电气部件，主电路拓扑结构及参数需与现场一致。4.3.1.2搭建风电机组控制程序封装数字仿真模型，模型应包括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，包括变流器及发电机等电气部件，以及控制、安全及故障保护等模块。4.3.2无功补偿装置电磁暂态仿真模型静止无功发生器（SVG）模型应采用控制硬件在环仿真模型，或经与控制硬件在环仿真校核一致的控制程序封装数字仿真模型。静止无功补偿器（SVC）、并联电容器、同步调相机等其它类型无功补偿装置可采用能反映其实际电气回路和参数的数字仿真模型。4.3.2.1搭建静止无功发生器控制硬件在环仿真模型，控制器的型号及软件版本应与现场一致，主电路拓扑结构及参数需与现场一致。4.3.2.2搭建静止无功发生器控制程序封装数字仿真模型，模型应包括静止无功发生器正常运行和故障运行中对并网性能有明显影响的部件，包括电气部件、控制、安全及故障保护等模块。4.3.3风电场电磁暂态仿真详细模型风电场电磁暂态仿真详细模型应根据风电场实际电气结构搭建，包括风电机组、风电场功率汇集系统、风电场功率控制与保护系统模型，其中各设备之间的电气连接距离及接线方式应与实际情况相同。4.3.4风电场电磁暂态仿真等值模型风电场电磁暂态仿真等值模型应正确反映风电场并网点的电磁暂态特性。考虑风电机组型号、机组数量、汇集线路数量、汇集线路长度等因素，可将风电场内所有风电机组等值为1台至数台等值机组。等值后的风电场模型结构如图5所示。图5风电场电磁暂态仿真等值模型结构4.4风电场机电暂态仿真模型4.4.1风电机组机电暂态仿真模型4.4.1.1风电机组机电暂态仿真模型结构风电机组可分为四类分别建立机电暂态仿真模型，包括I型——定速风电机组，II型——滑差控制变速风电机组，III型——双馈变速风电机组，IV型——全功率变频风电机组。风电机组模型结构如图6所示，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。说明：1——IWTT为风电机组机端电流；2——UWTT为风电机组机端电压。图6风电机组机电暂态仿真模型结构4.4.1.2风电机组机电暂态仿真模型子模块风电机组机电暂态仿真模型各子模块应包含系统稳态和暂态运行时对风电机组的并网性能有明显影响的部件，主要包括：a）空气动力学模型空气动力学模型应能准确反映风能转化为机械功率的特性。应用于稳定性研究时，宜假设风速恒定。b）传动链模型传动链模型应能准确反映风力机机械功率从低速轴传递到高速轴的动态特性对风电机组并网性能的影响，宜采用两质量块模型。c）发电机和变流器系统I型、II型、III型风电机组的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。对于具有chopper保护电路的IV型风电机组，其发电机模型可简化。d）控制系统主要包括最大功率追踪、变桨控制、功率控制以及故障穿越控制等模块。e）保护模块风电机组的过/欠压、过/欠频、低/超速保护等模型应能正确反映风电机组保护特性。III型风电机组配置转子侧Crowbar保护电路时，应准确模拟Crowbar保护电路的动作特性。IV型风电机组配置chopper保护电路时，应准确模拟chopper保护电路的动作特性。f)电气设备与风电机组机端连接的电气设备模型，一般包括并网开关和箱式变压器，对于I型和II型风电机组，还包括在风电机组机端配置的无功补偿设备等。4.4.2无功补偿装置机电暂态仿真模型静止无功发生器机电暂态仿真模型应包含系统稳态和暂态运行时对其并网性能有明显影响的部件，包括：控制单元、变压器、逆变器、储能电容等。静止无功补偿器（SVC）、并联电容器、同步调相机等其它类型无功补偿装置可采用能反映其实际电气回路和参数的仿真模型。4.4.2.1静止无功发生器（SVG）机电暂态仿真模型结构静止无功发生器（SVG）并网等效原理图如图7所示说明：1——uC为SVG设备储能电容的电压值；2——LT为SVG设备逆变器与电网之间的等值串联电感；3——us为电网电压值。图7SVG并网等效原理图静止无功发生器（SVG）机电控制系统模型如图8所示，当简化模型不考虑SVG与系统之间等值电抗LT时，控制系统模型不考虑图8中虚线框图部分。说明：1——T1为滤波器和测量回路的时间常数；2——VREF为参考电压；3——VSVG为SVG设备端电压；4——Vmax为电压限幅环节的上限；5——T2为滤波器和测量回路的时间常数；6——T3为滤波器和测量回路的时间常数；7——Vmin为电压限幅环节的下限；8——T4为第二级超前时间常数；9——T5为第二级滞后时间常数；10——kp为比例环节放大倍数；11——Tp为比例环节时间常数；12——Vsmax为积分环节幅值的上限；13——kI为积分环节放大倍数；14——Vsmin为积分环节幅值的下限；15——VT为等值电感LT电压；16——Icmax为最大容性电流（pu）；17——XLT为最大容性电流（pu）；18——Ts为SVG响应延迟时间；19——ILmax为最大感性电流（pu）；20——Is为与并网点连线电流；21——kD为SVG的V-I特性曲线的斜率，必须大于或等于0。图8SVG机电暂态控制系统模型4.4.3风电场机电暂态仿真模型风电场机电暂态仿真模型应正确反应风电场并网点的机电暂态特性。考虑风电机组型号、机组数量、汇集线路数量、汇集线路长度等因素，可将风电场内所有风电机组等值为1台至数台等值机组。等值后的风电场模型结构如图5所示。5风电场电气仿真模型验证5.1基本原则5.1.1风电场电气仿真模型验证主要包括：风电场电磁暂态等值仿真模型验证和风电场机电暂态等值仿真模型验证。5.1.2风电场电磁暂态仿真模型验证内容及步骤包括：首先进行风电机组和静止无功补偿器封装数字模型的宽频带阻抗特性和故障穿越特性验证，再进行风电场电磁暂态等值模型的宽频带阻抗特性和故障穿越特性验证。5.1.3风电场机电暂态仿真模型验证内容包括：首先进行风电机组和静止无功补偿器的功率控制特性和故障穿越特性验证，再进行风电场机电暂态等值模型的功率控制特性和故障穿越特性验证。5.2风电机组电气仿真模型验证5.2.1风电机组电磁暂态仿真模型验证5.2.1.1宽频带阻抗特性验证a）基本要求：1）模型验证考核量为2.5Hz~1000Hz频率范围的阻抗特性；2）宜采用风电机组升压变压器低压侧的测试或控制硬件在环仿真数据开展模型验证；3）阻抗特性的仿真扫描方法见资料性附录A。b）验证工况：风电机组宽频带阻抗特性验证工况如表1所示。表1风电机组宽频带阻抗特性验证工况表有功出力无功出力10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%、100%对应有功出力下的最大容性无功出力功率因数1.0对应有功出力下的最大感性无功出力c）模型验证数据要求：1）用于阻抗特性计算和验证的测试或控制硬件在环仿真数据应包括风电机组端口的三相电压、电流瞬时量，时间步长≤50μs，时间窗长≥1s；2）阻抗特性的测试和仿真扫描频率间隔要求：2.5-100Hz范围内，频率间隔≤1Hz；100-1000Hz范围内，频率间隔≤10Hz；3）各频率点的阻抗特性为2×2的矩阵，矩阵4个元素为复数形式，以频率点fp为例，4）各频率点的阻抗特性应进行标幺化，并转换为幅值和相角形式，以Z11[fp]为例，标幺化计算：其中，为风电机组额定容量下的基准阻抗，，为风电机组机端额定电压，为风电机组额定容量转换为幅值（dB）和相角（deg）形式：d）验证步骤：1）基于风电机组测试或控制硬件在环仿真模型，进行风电机组阻抗特性扫描，获取验证工况下的阻抗特性数据；2）基于风电机组控制程序封装数字仿真模型，进行风电机组阻抗扫描，获取验证工况下的阻抗特性数据；3）以测试数据的阻抗特性为依据，对控制硬件在环仿真阻抗特性扫描结果和控制程序封装数字仿真模型阻抗特性准确性进行校核，验证偏差最大允许值如表2所示。表2风电机组宽频带阻抗特性验证偏差最大允许值机组类型偏差指标频段I频段II频段III双馈变速风电机组幅值（dB）0.850.850.8相角（deg）151530全功率变频风电机组幅值（dB）0.90.850.8相角（deg）101530注1：双馈变速风电机组的频段I为2.5Hz≤f＜20Hz，频段II为20Hz≤f＜100Hz，频段III为100Hz≤f≤1000Hz；注2：全功率变频风电机组的频段I为2.5Hz≤f＜100Hz，频段II为100Hz≤f＜300Hz，频段III为300Hz≤f≤1000Hz。5.3.1.2故障穿越特性验证a）验证工况：1）功率范围：大功率输出状态，P≥0.9Pn；小功率输出状态，0.1Pn≤P≤0.3Pn。；2）故障类型：三相对称故障和两相不对称故障工况；3）电压跌落：模型验证的电压跌落幅值应包括但不限于GB/T36995中规定的三相故障和两相故障情况下电压幅值标幺值为0.90-0.05、0.75±0.05、0.50±0.05、0.35±0.05、0.20±0.05五种电压跌落规格和持续时间；4）电压升高：模型验证的电压升高幅值应包括但不限于GB/T36995中规定的三相故障和两相故障情况下电压幅值标幺值为1.20±0.03、1.25±0.03、1.30±0.03三种电压升高规格和持续时间；5）电压连续跌落升高：模型验证的电压连续跌落升高幅值为0.75±0.03—1.2±0.03、0.5±0.03—1.25±0.03、0.2±0.03—1.3±0.03，低穿高穿的持续时间见GB/T36995规定。b）模型验证数据要求：1）用于故障特性验证的测试和仿真数据应包括风电机组端口的三相电压、电流瞬时量，时间步长≤50μs；2）三相电压、电流瞬时量经过计算得到电压模值、有功功率瞬时值、无功功率瞬时值、有功电流瞬时值、无功电流瞬时值；c）验证步骤：1）基于风电机组控制硬件在环仿真模型，按照5.3.1.2a）节规定的工况进行故障试验，得到风电机组端口三相电压、电流瞬时量数据；2）基于风电机组控制程序封装数字仿真模型，按照5.3.1.2a）节规定的工况进行故障试验，得到风电机组端口三相电压、电流瞬时量数据；3）以测试数据为依据，对故障过程进行分区，故障分区过程详见附录B；4）以测试数据为误差对比标准，计算控制硬件在环仿真模型数据、控制程序封装数字仿真模型数据与测试数据之间的偏差，偏差计算的电气量包括：——电压模值U；——有功功率瞬时值P；——无功功率瞬时值Q；——有功电流瞬时值IP；——无功电流瞬时值IQQUOTEIQ。偏差类型包括平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差以及加权平均绝对偏差。故障穿越特性验证偏差计算窗口见表3。表3风电机组故障穿越特性电磁暂态仿真模型偏差计算窗口时段最大偏差平均偏差平均绝对偏差故障前稳态区间稳态区间稳态区间故障期间稳态区间暂态区间暂态区间稳态区间稳态区间故障后稳态区间暂态区间暂态区间稳态区间稳态区间d）验证结果评价：风电机组电磁暂态仿真模型的有功功率、无功功率、有功电流和无功电流平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差和加权平均绝对偏差应不大于表4中的偏差最大允许值。表4风电机组故障穿越特性电磁暂态仿真模型验证偏差最大允许值电气参数有功功率0.070.200.100.250.150.10无功功率QUOTEQUOTE0.070.200.100.250.150.10有功电流0.100.200.150.300.150.10无功电流0.070.200.100.300.150.10注：——稳态区间平均偏差最大允许值；——暂态区间平均偏差最大允许值；——稳态区间平均绝对偏差最大允许值；——暂态区间平均绝对偏差最大允许值；——稳态区间最大偏差最大允许值；——加权平均绝对偏差最大允许值。5.2.2风电机组机电暂态仿真模型验证5.2.2.1功率控制特性验证a）验证工况：功率控制特性验证工况应至少包括GB/T20320规定的有功功率控制、无功功率控制（控制指令根据无功控制模式可为：无功功率、电压、功率因数控制）测试工况。b）测试数据要求：用于有功功率控制特性验证的测试和仿真数据应包括风电机组输出端有功功率设定指令值和测量值；用于无功功率控制特性验证的测试和仿真数据应包括风电机组输出端无功功率设定指令值和测量值。c）验证步骤：1）依据实际测试情况，设置模型的验证工况进行仿真计算，得到风电机组变压器低压侧电压、电流和功率仿真结果；2）依据GB/T20320计算测试与仿真数据的有功功率、无功功率0.2s平均值；3）偏差计算：功率控制模型验证的偏差包括有功功率和无功功率的测试与仿真偏差以及功率控制响应特性指标偏差。响应特性指标包括响应时间、调节时间和超调量，计算方法如图9所示。其中：——响应时间：功率指令变化时刻至实际功率值第一次达到指令变化值的90%的持续时间；——调节时间：功率指令值变化时刻至实际功率值维持在公差带内开始时刻的持续时间，该公差带根据风电机组功率控制准确性确定，可为±5%Pn；——超调量：功率控制过程中响应功率最大值超出与功率指令值的差值。图9风电机组功率控制特性指标计算示意图3）验证结果评价：风电机组电气仿真模型所有验证工况下功率控制特性的偏差应不大于表5中的偏差最大允许值。表5风电机组功率控制特性机电暂态仿真模型验证偏差最大允许值（s）0.100.052.00.20.05注：——有功功率或无功功率控制调节时间内的平均绝对偏差最大允许值；——有功功率或无功功率控制调节时间结束后稳定运行至下一控制指令发生前（或稳定运行120秒）的时间内平均绝对偏差最大允许值；——功率控制响应时间绝对偏差最大允许值()；——功率控制响应时间相对偏差最大允许值()；——超调量偏差最大允许值。5.2.2.2故障穿越特性验证a）基本要求：1）模型验证的主要内容为验证工况下的机电暂态仿真数据与测试数据对比；。2）模型验证考核量应包括电压、有功功率、无功功率、有功电流和无功电流的基波正序分量。b）验证工况：机电暂态仿真模型的验证工况与5.2.1.2a）节电磁暂态仿真模型验证工况相同。c）测试数据要求：计算机电暂态仿真数据与测试数据的线电压、有功功率、无功功率和无功电流的基波正序分量。为保证机电数据与测试数据对比的有效性，所有数据应采用相同的量纲、时标、分辨率格式。机电数据与测试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。d）验证步骤：1）基于风电机组机电暂态仿真模型，按照5.2.1.2a）节规定的工况进行故障仿真，得到风电机组变压器低压侧电压、电流和功率仿真数据；2）以测试数据为依据，对故障过程进行分区，故障分区过程详见附录B；4）以测试数据为误差对比标准，计算机电暂态仿真模型数据与测试数据之间的偏差，偏差计算的电气量包括：——电压U；——有功功率P；——无功功率Q；——有功电流IP；——无功电流IQQUOTEIQ。偏差类型包括平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差以及加权平均绝对偏差。风电机组故障穿越特性机电暂态仿真模型验证的偏差计算窗口见表6。表6风电机组故障穿越特性机电暂态仿真模型偏差计算窗口时段最大偏差平均偏差平均绝对偏差故障前稳态区间稳态区间稳态区间故障期间稳态区间暂态区间+稳态区间稳态区间故障后稳态区间暂态区间+稳态区间暂态区间+稳态区间e）验证结果评价：风电机组机电暂态仿真模型的有功功率、无功功率、有功电流和无功电流平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差和加权平均绝对偏差应不大于表7中的偏差最大允许值。表7风电机组故障穿越特性机电暂态仿真模型验证偏差最大允许值参数有功功率无功功率有功电流无功电流故障前0.150.100.120.150.150.100.120.150.150.100.120.15故障期间QUOTEQUOTE0.200.150.170.500.300.400.200.150.17故障后0.200.150.170.200.150.170.200.150.17注：——平均偏差最大允许值；——平均绝对偏差最大允许值；——最大偏差最大允许值。5.3静止无功发生器（SVG）电气仿真模型验证5.3.1静止无功发生器（SVG）电磁暂态仿真模型验证5.3.1.1宽频带阻抗特性验证a）基本要求：1）模型验证考核量为2.5Hz-1000Hz频率范围的阻抗特性；2）静止无功发生器如有升压变压器，宜采用变压器低压侧测试数据开展模型验证；3）阻抗特性的仿真扫描方法见资料性附录A。b）验证工况：静止无功发生器满发感性无功功率、零出力、满发容性无功功率。c）测试数据要求：1）用于阻抗特性计算和验证的测试和仿真数据应包括静止无功发生器端口的三相电压、电流瞬时量，时间步长≤50μs，时间窗长≥1s；2）阻抗特性的测试和仿真扫描频率间隔要求：2.5-100Hz范围内，频率间隔≤1Hz；100-1000Hz范围内，频率间隔≤10Hz；3）各频率点的阻抗特性为2×2的矩阵，矩阵4个元素为复数形式，应进行标幺化，并转换为幅值和相角形式，计算方法与5.2.1.1c）中风电机组阻抗特性计算方法相同。d）验证步骤：1）基于静止无功发生器实测或控制硬件在环仿真模型，进行静止无功发生器阻抗特性扫描，获取验证工况下的阻抗特性数据；2）基于静止无功发生器控制程序封装数字仿真模型，进行静止无功发生器阻抗扫描，获取验证工况下的阻抗特性数据；3）以实测或控制硬件在环仿真阻抗特性扫描结果为依据，对控制程序封装数字仿真模型阻抗特性准确性进行校核，验证偏差最大允许值如表7所示。表7静止无功发生器（SVG）宽频带阻抗特性验证偏差最大允许值误差指标1-100Hz100-300Hz300-1000Hz幅值（dB）0.850.80.8相角（deg）1015305.3.1.2故障穿越特性验证a）验证工况：验证工况参照GB/T36995的规定，详见附录C。b）测试数据要求：1）用于故障特性验证的测试和仿真数据应包括静止无功发生器端口的三相电压、电流瞬时量，时间步长≤50μs；2）三相电压、电流瞬时量经过计算得到电压模值、有功功率瞬时值、无功功率瞬时值、有功电流瞬时值、无功电流瞬时值；c）验证步骤：1）基于静止无功发生器控制硬件在环仿真模型，按照5.3.1.2a）节规定的工况进行故障试验，得到静止无功发生器端口三相电压、电流瞬时量数据；2）基于静止无功发生器控制程序封装数字仿真模型，按照5.3.1.2a）节规定的工况进行故障试验，得到静止无功发生器端口三相电压、电流瞬时量数据；3）以测试数据为依据，对故障过程进行分区，故障分区过程详见附录B；4）以测试数据为误差对比标准，计算控制硬件在环仿真模型数据、控制程序封装数字仿真模型数据与测试数据之间的偏差，偏差计算的电气量包括：——无功功率瞬时值Q；——无功电流瞬时值IQQUOTEIQ。偏差类型包括平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差以及加权平均绝对偏差。故障穿越特性验证偏差计算窗口见表8。表8静止无功发生器（SVG）故障穿越特性电磁暂态仿真模型偏差计算窗口时段最大偏差平均偏差平均绝对偏差故障前稳态区间稳态区间稳态区间故障期间稳态区间暂态区间暂态区间稳态区间稳态区间故障后稳态区间暂态区间暂态区间稳态区间稳态区间d）验证结果评价：静止无功发生器电磁暂态仿真模型的无功功率和无功电流平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差和加权平均绝对偏差应不大于表9中的偏差最大允许值。表9静止无功发生器（SVG）故障穿越特性电磁暂态仿真模型验证偏差最大允许值电气参数无功功率QUOTEQUOTE0.070.200.100.250.150.10无功电流0.070.200.100.300.150.10注：——稳态区间平均偏差最大允许值；——暂态区间平均偏差最大允许值；——稳态区间平均绝对偏差最大允许值；——暂态区间平均绝对偏差最大允许值；——稳态区间最大偏差最大允许值；——加权平均绝对偏差最大允许值。5.3.2静止无功补偿器（SVG）机电暂态仿真模型验证5.3.2.1功率控制特性验证a）验证工况：功率控制特性验证工况应至少包括NB/T10316-2019规定的无功功率控制（控制指令根据无功控制模式可为：无功功率、电压、功率因数控制）测试工况。b）测试数据要求：用于功率控制特性验证的测试和仿真数据应包括静止无功发生器输出端无功功率设定指令值和测量值。c）验证步骤：1）依据实际测试情况，设置模型的验证工况进行仿真计算，得到静止无功发生器输出电压、电流和功率仿真结果；2）计算测试与仿真数据的无功功率0.2s平均值；3）偏差计算：功率控制模型验证的偏差包括无功功率的测试与仿真偏差以及功率控制响应特性指标偏差。响应特性指标包括响应时间、调节时间和超调量，计算方法如图10所示。其中：——响应时间：功率指令变化时刻至实际功率值第一次达到指令变化值的90%的持续时间；——调节时间：功率指令值变化时刻至实际功率值维持在公差带内开始时刻的持续时间，该公差带根据静止无功发生器功率控制准确性确定，可为±5%Sn；——超调量：功率控制过程中响应功率最大值超出与功率指令值的差值。图10静止无功发生器功率控制特性指标计算示意图3）验证结果评价：静止无功发生器机电暂态仿真模型所有验证工况下功率控制特性的偏差应不大于表10中的偏差最大允许值。表10静止无功发生器功率控制特性机电暂态仿真模型验证偏差最大允许值（s）0.100.052.00.20.05注：——无功功率控制调节时间内的平均绝对偏差最大允许值；——无功功率控制调节时间结束后稳定运行至下一控制指令发生前（或稳定运行120秒）的时间内平均绝对偏差最大允许值；——功率控制响应时间绝对偏差最大允许值()；——功率控制响应时间相对偏差最大允许值()；——超调量偏差最大允许值。5.3.2.2故障穿越特性验证a）基本要求1）模型验证的主要内容为验证工况下的机电暂态仿真数据与测试数据对比验证；。2）模型验证考核量应包括电压、无功功率和无功电流的基波正序分量。b）验证工况验证工况参照GB/T36995的规定，详见附录C。c）测试数据要求：计算机电数据与测试数据的线电压、无功功率和无功电流的基波正序分量。为保证机电数据与测试数据对比的有效性，所有数据应采用相同的量纲、时标、分辨率格式。机电数据与测试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。d）验证步骤：1）基于静止无功发生器机电暂态仿真模型，按照5.3.1.2a）节规定的工况进行故障仿真，得到静止无功发生器输出电压、电流和功率仿真数据；2）以测试数据为依据，对故障过程进行分区，故障分区过程详见附录B；4）以测试数据为误差对比标准，计算机电暂态仿真模型数据与测试数据之间的偏差，偏差计算的电气量包括：——无功功率Q；——无功电流IQQUOTEIQ。偏差类型包括平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差以及加权平均绝对偏差。静止无功发生器故障穿越特性机电暂态仿真模型验证的偏差计算窗口见表11。表11静止无功发生器故障穿越特性机电暂态仿真模型偏差计算窗口时段最大偏差平均偏差平均绝对偏差故障前稳态区间稳态区间稳态区间故障期间稳态区间暂态区间+稳态区间稳态区间故障后稳态区间暂态区间+稳态区间暂态区间+稳态区间e）验证结果评价：静止无功发生器机电暂态仿真模型的无功功率和无功电流平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差和加权平均绝对偏差应不大于表12中的偏差最大允许值。表12静止无功发生器故障穿越特性机电暂态仿真模型验证偏差最大允许值参数无功功率无功电流故障前0.150.100.120.150.150.100.120.15故障期间QUOTEQUOTE0.200.150.170.200.150.17故障后0.200.150.170.200.150.17注：——平均偏差最大允许值；——平均绝对偏差最大允许值；——最大偏差最大允许值。5.4风电场电气仿真模型验证5.4.1风电场电磁暂态仿真模型验证5.4.1.1宽频带阻抗特性验证a）基本要求：1）模型验证考核量为2.5Hz-1000Hz频率范围的阻抗特性；2）宜采用风电场并网点数据开展模型验证；3）阻抗特性的仿真扫描方法见资料性附录A。b）验证工况：风电场宽频带阻抗特性验证工况如表13所示。表13风电场宽频带阻抗特性验证工况表有功出力无功出力风电机组无功补偿装置10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%、100%对应有功出力下的最大容性无功出力满发容性无功零出力退出运行1.0满发容性无功零出力退出运行满发感性无功对应有功出力下的最大感性无功出力满发感性无功零出力退出运行静止无功发生器定电压控制模式，风电机组定功率因数1.0注：有功出力采取风电机组全开机、相同出力方式。c）测试数据要求：1）用于阻抗特性计算和验证的仿真数据应包括风电场升压变高压侧的三相电压、电流瞬时量，时间步长≤50μs，时间窗长≥1s；2）阻抗特性的仿真扫描频率间隔要求：2.5-100Hz范围内，频率间隔≤1Hz；100-1000Hz范围内，频率间隔≤10Hz；3）各频率点的阻抗特性为2×2的矩阵，矩阵4个元素为复数形式，，应进行标幺化，并转换为幅值和相角形式，计算方法与5.2.1.1c）中风电机组阻抗特性计算方法相同。d）验证步骤：1）基于风电场电磁暂态详细仿真模型，进行风电场阻抗特性扫描，获取验证工况下的阻抗特性数据；2）基于风电场电磁暂态等值仿真模型，进行风电场阻抗特性扫描，获取验证工况下的阻抗特性数据；3）以风电场电磁暂态详细仿真模型阻抗特性扫描结果为依据，对电磁暂态等值仿真模型阻抗特性准确性进行校核，验证偏差最大允许值如表13所示。表13风电场宽频带阻抗特性验证偏差最大允许值误差指标频段I频段II频段III幅值（dB）≤0.95≤0.9≤0.85相角（deg）≤0.95≤0.9≤0.85注1：对于双馈变速风电机组组成的风电场，频段I为2.5Hz≤f＜20Hz，频段II为20Hz≤f＜100Hz，频段III为100Hz≤f≤1000Hz；注2：对于全功率变频风电机组组成的风电场，频段I为2.5Hz≤f＜100Hz，频段II为100Hz≤f＜300Hz，频段III为300Hz≤f≤1000Hz。5.4.1.2故障穿越特性验证a）验证工况：1）功率范围：风电场故障穿越特性电磁暂态仿真模型验证的功率范围如表14所示；表14风电场故障穿越特性电磁暂态仿真模型验证的功率范围有功出力无功出力静止无功发生器100%发出100%容性无功60%发出60%容性无功30%发出30%容性无功2）故障类型：三相对称故障和两相不对称故障工况；3）电压跌落：模型验证的电压跌落幅值应包括但不限于GB/T36995中规定的三相故障和两相故障情况下电压幅值标幺值为0.90-0.05、0.75±0.05、0.50±0.05、0.35±0.05、0.20±0.05五种电压跌落规格和持续时间；4）电压升高：模型验证的电压升高幅值应包括但不限于GB/T36995中规定的三相故障和两相故障情况下电压幅值标幺值为1.20±0.03、1.25±0.03、1.30±0.03三种电压升高规格和持续时间；5）电压连续跌落升高：模型验证的电压连续跌落升高幅值为0.75±0.03—1.2±0.03、0.5±0.03—1.25±0.03、0.2±0.03—1.3±0.03，低穿高穿的持续时间见GB/T36995规定。b）测试数据要求：1）用于故障特性验证的仿真数据应包括风电场升压变高压侧三相电压、电流瞬时量，时间步长≤50μs；2）三相电压、电流瞬时量经过计算得到电压模值、有功功率瞬时值、无功功率瞬时值、有功电流瞬时值、无功电流瞬时值；c）验证步骤：1）基于风电场电磁暂态仿真详细模型，按照5.4.1.2a）节规定的工况进行故障试验，得到风电机组端口三相电压、电流瞬时量数据；2）基于风电场电磁暂态仿真等值模型，按照5.4.1.2a）节规定的工况进行故障试验，得到风电机组端口三相电压、电流瞬时量数据；3）以风电场电磁暂态仿真详细模型数据为依据，对故障过程进行分区，故障分区过程详见附录B；4）以风电场电磁暂态仿真详细模型数据为误差对比标准，计算等值模型数据与详细模型数据之间的偏差，偏差计算的电气量包括：——电压模值U；——有功功率瞬时值P；——无功功率瞬时值Q；——有功电流瞬时值IP；——无功电流瞬时值IQQUOTEIQ。偏差类型包括平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差以及加权平均绝对偏差。故障穿越特性验证偏差计算窗口见表3。表14风电场故障穿越特性电磁暂态仿真模型偏差计算窗口时段最大偏差平均偏差平均绝对偏差故障前稳态区间稳态区间稳态区间故障期间稳态区间暂态区间暂态区间稳态区间稳态区间故障后稳态区间暂态区间暂态区间稳态区间稳态区间d）验证结果评价：风电场电磁暂态仿真模型的有功功率、无功功率、有功电流和无功电流平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差和加权平均绝对偏差应不大于表15中的偏差最大允许值。表15风电场故障穿越特性电磁暂态仿真模型验证偏差最大允许值电气参数有功功率0.070.200.100.250.150.10无功功率QUOTEQUOTE0.070.200.100.250.150.10有功电流0.100.200.150.300.150.10无功电流0.070.200.100.300.150.10注：——稳态区间平均偏差最大允许值；——暂态区间平均偏差最大允许值；——稳态区间平均绝对偏差最大允许值；——暂态区间平均绝对偏差最大允许值；——稳态区间最大偏差最大允许值；——加权平均绝对偏差最大允许值。5.4.2风电场机电暂态仿真模型验证5.4.2.1功率控制特性验证a）验证工况：功率控制特性验证工况应至少包括GB/T20320规定的有功功率控制、无功功率控制（控制指令根据无功控制模式可为：无功功率、电压、功率因数控制）测试工况。b）测试数据要求：用于有功功率控制特性验证的测试数据应包括风电场输出有功功率设定指令值和仿真值；用于无功功率控制特性验证的测试数据应包括风电场输出无功功率设定指令值和仿真值。c）验证步骤：1）基于风电场电磁暂态仿真等值模型，设置模型的验证工况进行仿真计算，得到风电场升压变压器高压侧三相电压、电流瞬时值仿真结果；2）基于风电场机电暂态仿真模型，设置模型的验证工况进行仿真计算，得到风电场升压变压器高压侧电压、电流和功率仿真结果；3）依据GB/T20320计算测试与仿真数据的有功功率、无功功率0.2s平均值；4）偏差计算：功率控制模型验证的偏差包括有功功率和无功功率的测试与仿真偏差以及功率控制响应特性指标偏差。响应特性指标包括响应时间、调节时间和超调量，计算方法如图11所示。其中：——响应时间：功率指令变化时刻至实际功率值第一次达到指令变化值的90%的持续时间；——调节时间：功率指令值变化时刻至实际功率值维持在公差带内开始时刻的持续时间，该公差带根据风电场功率控制准确性确定，可为±5%Pn；——超调量：功率控制过程中响应功率最大值超出与功率指令值的差值。图11风电场功率控制特性指标计算示意图3）验证结果评价：风电场电气仿真模型所有验证工况下功率控制特性的偏差应不大于表16中的偏差最大允许值。表16风电场功率控制特性机电暂态仿真模型验证偏差最大允许值（s）0.100.052.00.20.05注：——有功功率或无功功率控制调节时间内的平均绝对偏差最大允许值；——有功功率或无功功率控制调节时间结束后稳定运行至下一控制指令发生前（或稳定运行120秒）的时间内平均绝对偏差最大允许值；——功率控制响应时间绝对偏差最大允许值()；——功率控制响应时间相对偏差最大允许值()；——超调量偏差最大允许值。5.4.2.2故障穿越特性验证a）基本要求：1）模型验证的主要内容为在验证工况下的机电暂态模型数据与电磁暂态仿真等值模型数据对比；。2）模型验证考核量应包括电压、有功功率、无功功率、有功电流和无功电流的基波正序分量。b）验证工况：机电暂态仿真模型的验证工况与5.4.1.2a）节电磁暂态仿真模型验证工况相同。c）测试数据要求：计算机电暂态数据与电磁暂态数据的线电压、有功功率、无功功率和无功电流的基波正序分量。为保证机电暂态数据与电磁暂态数据对比的有效性，所有数据应采用相同的量纲、时标、分辨率格式。机电数据与电磁暂态数据的时间序列应同步。故障过程分段以电磁暂态数据为依据进行。d）验证步骤：1）基于风电场电磁暂态仿真等值模型，按照5.4.1.2a）节规定的工况进行故障仿真，得到风电场升压变压器高压侧三相电压、电流瞬时量数据；2）基于风电场机电暂态仿真模型，按照5.4.1.2a）节规定的工况进行故障仿真，得到风电场升压变压器高压侧电压、电流和功率仿真数据；3）以电磁暂态仿真等值模型数据为依据，对故障过程进行分区，故障分区过程详见附录B；4）以机电暂态仿真模型数据为误差对比标准，计算机电暂态仿真模型数据与电磁暂态仿真模型数据之间的偏差，偏差计算的电气量包括：——电压U；——有功功率P；——无功功率Q；——有功电流IP；——无功电流IQQUOTEIQ。偏差类型包括平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差以及加权平均绝对偏差。风电机组故障穿越特性机电暂态仿真模型验证的偏差计算窗口见表17。表17风电场故障穿越特性机电暂态仿真模型偏差计算窗口时段最大偏差平均偏差平均绝对偏差故障前稳态区间稳态区间稳态区间故障期间稳态区间暂态区间+稳态区间稳态区间故障后稳态区间暂态区间+稳态区间暂态区间+稳态区间e）验证结果评价：风电场机电暂态仿真模型的有功功率、无功功率、有功电流和无功电流平均偏差、平均绝对偏差、最大偏差和加权平均绝对偏差应不大于表18中的偏差最大允许值。表18风电场故障穿越特性机电暂态仿真模型验证偏差最大允许值参数有功功率无功功率有功电流无功电流故障前0.150.100.120.150.150.100.120.150.150.100.120.15故障期间QUOTEQUOTE0.200.150.170.500.300.400.200.150.17故障后0.200.150.170.200.150.170.200.150.17注：——平均偏差最大允许值；——平均绝对偏差最大允许值；——最大偏差最大允许值。6风电场电气仿真模型与验证报告主要内容6.1概况风电场基本情况，包括接入电网条件、场站结构、风电机组厂家和型号、风电变流器厂家、型号和控制程序版本、静止无功发生器厂家、型号和控制程序版本。6.2风电场电磁暂态仿真模型与验证6.2.1风电机组电磁暂态仿真模型与验证6.2.2静止无功发生器电磁暂态仿真模型与验证6.2.3风电场电磁暂态仿真模型与验证6.3风电场机电暂态仿真模型与验证6.3.1风电机组机电暂态仿真模型与验证6.3.2静止无功发生器机电暂态仿真模型与验证6.3.3风电场机电暂态仿真模型与验证6.4结论和建议

附录A（资料性）风电机组/静止无功发生器/风电场阻抗扫描方法A.1阻抗扫描条件扫描时应满足以下条件：a）电压源设置为理想电压源。b）当被测对象为风电机组时，扫描点为升压变压器低压侧；当被测对象为静止无功发生器时，扫描点为装置输出端口；当被测对象为风电场时，扫描点为并网点。A.2阻抗扫描内容扫描时分别采集各工况的扫描点电压、电流，规定电流正方向为从电网流向风电机组。将被测对象阻抗用2×2的导纳矩阵形式表达如下：(A.1)A.3阻抗扫描要求利用电压扰动注入法扫描阻抗的原理图见图A.1，扰动电压信号分为正序信号和负序信号，扰动电压幅值为额定电压幅值的1%~5%。图A.1电压扰动注入法扫描阻抗原理图采样频率不低于5

kHz，阻抗频率间隔为：a）2.5

Hz~10

Hz，步长为0.1

Hz；b）10

Hz~100

Hz，步长为1

Hz；c）100

Hz~1000

Hz，步长为10

Hz。A.4阻抗扫描步骤通过仿真扫描获取公式（A.1）导纳矩阵的方法及步骤如下：a) 在被测对象端口串联注入频率为的正序电压扰动。b) 利用快速傅里叶变换（FFT）算法提取正序电压扰动分量。c) 提取正序电流响应分量，利用公式(A.2)计算导纳矩阵元素：(A.2)d) 当时，提取正序电流响应分量，利用公式(A.3)计算导纳矩阵元素：(A.3)其中，“*”表示复数共轭。e) 当时，提取负序电流响应分量，利用公式(A.4)计算导纳矩阵元素：(A.4)f) 按照附录A.3规定的频率间隔对=2.5、2.6、…、1000重复步骤a）~e）。g) 在被测对象端口串联注入频率为的负序电压扰动。h) 当时，提取正序电压扰动分量、正序电流响应分量、正序电流响应分量，利用公式(A.5)和(A.6)计算导纳矩阵元素和：(A.5)(A.6)其中，“*”表示复数共轭。i) 当时，提取负序电压扰动分量、负序电流响应分量、正序电流响应分量，利用公式(A.7)和(A.8)计算导纳矩阵元素和：(A.7)(A.8)j）按照附录A.3规定的频率间隔对=2.5、2.6、…、1000重复步骤g）~i）。

附录B（规范性）风电机组/静止无功发生器/风电场故障过程分区根据风电机组、静止无功发生器、风电场的故障特性，对故障过程进行分区，如图4所示为低电压穿越过程分区示例，高电压穿越过程分区方法相同。低电压穿越过程分区示意图说明：1——UWT为风电机组机端电压测试值基波正序分量；2——tbegin为故障穿越过程进行模型验证的开始时刻；3——tfault为故障开始时刻；4——tfaultQS为故障后的稳态开始时刻；5——tclear为故障结束时刻；6——tclearQS为故障清除后的稳态开始时刻；7——ten