郭敬梅，杜勝磊，王紅星，盛超，吳小可，陸曉蒙，曾有芝

(1.南方電網(wǎng)電力科技股份有限公司，廣東省智能電網(wǎng)新技術(shù)企業(yè)重點實驗室，廣東 廣州510080；2.上?？屏盒畔⒖萍脊煞萦邢薰荆虾?00233)

近年來隨著海上風電產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，按照Q/CSG 1211017—2018《風電場接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)范》、GB/T 19963—2021《風電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定 第一部分：陸上風電》等要求，電網(wǎng)對大型海上風電場提出故障穿越、場站自動發(fā)電控制(automatic generation control，AGC)/電網(wǎng)自動電壓控制(automatic voltage control，AVC)、一次調(diào)頻、慣量響應(yīng)等多種場控功能的最新工程要求[1]。按照NB/T 31075—2016《風電場電氣仿真模型建模及驗證規(guī)程》和NB/T 31077—2016《風電場低電壓穿越建模及評價方法》等標準，通過仿真建模的方式對海上風電場進行性能評價是風電場并網(wǎng)的必須工作，要求風電場全容量并網(wǎng)后6個月內(nèi)提交經(jīng)過校驗的仿真模型[2-3]，以實現(xiàn)對風電場場站級的故障穿越能力驗證評價[4-5]、場控系統(tǒng)的電氣仿真模型及驗證[6]，在此基礎(chǔ)上，增加一次調(diào)頻、AGC/AVC及接入電網(wǎng)后慣量響應(yīng)評估等功能，對風電場場站級模型的準確性和功能全面性提出較高要求[7-16]。

仿真平臺的選擇直接關(guān)系建模系統(tǒng)規(guī)模、計算效率和計算精度。電力系統(tǒng)仿真軟件平臺較多，國內(nèi)外主流平臺有PSD-BPA、PSASP/ADPSS、PSCAD/EMTDC、MATLAB/Simulink、RTLAB、RTDS、DIgSILENT/ PowerFactory等。文獻[17-20]提出了風電場等值建模的方法和理論。然而，目前大多風電場建模手段表現(xiàn)出：一是出場站建模時準確性、全面性和靈活性不足，難以全面覆蓋故障穿越、場站功率控制、調(diào)壓調(diào)頻功能的通用模型；二是機組模型多為廠家的“黑盒”封裝模型，難以進行自定義機組/場站級的控制策略開發(fā)；三是通常受制于實測數(shù)據(jù)來源問題，較難實現(xiàn)完整的功能驗證，無法保證模型的準確性。這阻礙了多場控功能控制下海上風電場對電網(wǎng)影響的深入研究。

電磁暫態(tài)離線或?qū)崟r仿真平臺(如PSASP/ADPSS、PSCAD/EMTDC、MATLAB/ Simulink、RTLAB、RTDS等)能夠準確模擬電力電子等開關(guān)特性，但存在明顯的仿真規(guī)模和仿真資源相矛盾的問題。實際上，針對新能源并網(wǎng)的故障穿越特性和場控功能的建模，時間尺度在1～10 ms，屬于機電暫態(tài)過程；然而國內(nèi)主流的PSD-BPA等機電仿真軟件大多采用單機模型對風電場整場進行等值聚合處理，無法詳細反映風電場內(nèi)部的集電系統(tǒng)，用戶更難以修改元件功能結(jié)構(gòu)實現(xiàn)模型自定義開發(fā)。

德國的DIgSILENT/PowerFactory(以下簡稱“DIgSILENT/PF”)電力系統(tǒng)機電/電磁混合商業(yè)化仿真軟件則克服了PSD-BPA無法自定義的建模缺陷，幾乎涵蓋所有常用的電力系統(tǒng)分析的功能(如潮流計算、短路計算、機電暫態(tài)及電磁暫態(tài)計算、諧波分析、小干擾穩(wěn)定分析、可靠性分析等)，用戶無需重復(fù)建模，大大提升了用戶建模效率。此外，其全面引入面向?qū)ο缶幊碳夹g(shù)和數(shù)據(jù)庫概念，能夠處理復(fù)雜的網(wǎng)絡(luò)拓撲，支持用戶自定義建模和模型批量處理，適用于大規(guī)模的風力發(fā)電仿真分析，風電場詳細建模的準確性已經(jīng)被國際主流風電機組廠商所認可[14-15]。對此，本研究選擇國際先進的大型機電/電磁混合仿真軟件DIgSILENT/PF作為海上風電場模型開發(fā)平臺。

目前，海上風電多以全功率型風電機組(4型)為主。調(diào)研DIgSILENT/PF軟件自帶風電機組標準模型[15]發(fā)現(xiàn)，DIgSILENT全功率型風電機組模型4A型、IEC(國際電工委員會)4A和4B型、WECC(美國西部電力協(xié)調(diào)委員會)4A和4B模型中，4A型模型不考慮風輪、變槳、傳動等機械部分，4B型模型考慮機械部分適用于一次調(diào)頻的功能開發(fā)，但WECC 4B和IEC 4B機組模型是封裝模型，僅僅預(yù)留了模型接口，用戶無法編輯組建細節(jié)也無法更改功能定義；同時，上述標準模型都在背靠背換流器(包含整流器、直流側(cè)和逆變器)部分進行了簡化，只用1臺靜態(tài)發(fā)電機控制其有功、無功輸出來模擬，無法反映直流電壓的控制過程，不利于風電機組變流器控制的精確建模分析：因此，需要開發(fā)一種詳細的、可自定義的全功率型風電機組模型。另一方面，對于風電場的場級控制以及一次調(diào)頻功能，還需進一步結(jié)合最新標準的要求進行相應(yīng)的模型開發(fā)，但目前尚未見到相關(guān)報道。

對此，本研究采用DIgSILENT/PF軟件平臺，利用其自定義功能和DSL語言，開發(fā)一種適用于多場控功能的DIgSILENT/PF海上風電場實用化建模及驗證方法。從單臺全功率型風電機組和動態(tài)無功補償裝置﹝靜止無功發(fā)生器(static var generator，SVG)中的一種，以下簡稱SVG﹞的建模開始，根據(jù)實際海上風電場主拓撲及參數(shù)，提出全功率型海上風電場多場控功能的詳細建模，以及確保模型正確性的驗證評價方法。以某一實際海上風電場為例，搭建詳細的海上風電場模型，根據(jù)現(xiàn)場故障穿越、AGC/AVC等實測數(shù)據(jù)進行機組和場控模型校驗，驗證所提方案的有效性。

1 海上風電場DIgSILENT/PF一次回路通用建模及驗證方案

實際大規(guī)模海上風電場由多臺風電機組(還包括機組升壓變壓器、控制及保護)、場內(nèi)多條集電線路、海纜、升壓變壓器(以下簡稱“升壓變”)、SVG、風電場AGC/AVC/一次調(diào)頻場級控制器組成，對此，DIgSILENT/PF軟件可以克服上文所述PSD-BPA軟件功能的不足。目前國內(nèi)采用DIgSILENT/PF對實際風電場完整詳細建模的實際應(yīng)用方案尚不多見，因此本研究提出基于DIgSILENT/PF構(gòu)建實際風電場模型的通用建模方案。具調(diào)壓調(diào)頻功能的海上風電場仿真測試系統(tǒng)整體建?？蚣苋鐖D1所示。

圖1 DIgSILENT/PF構(gòu)建的具有調(diào)頻調(diào)壓功能的實際海上風電場的通用建?？蚣蹻ig.1 Universal modeling framework for practical offshore wind farms with frequency and voltage regulation functions constructed by DIgSILENT/PF

在上述基于DIgSILENT/PF海上風電場的建?？蚣苤?，本研究的特別之處在于：

a)模擬外部電網(wǎng)時，可基于PSD-BPA實際電網(wǎng)模型等值計算，獲得系統(tǒng)阻抗與理想電壓源串聯(lián)的方式模擬，也可以采用BPA實際大電網(wǎng)數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換為DIgSILENT/PF模型的技術(shù)路線來處理。通過等值或者數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換的方式，保證海上風電場建模時電網(wǎng)背景環(huán)境模擬的準確性。

b)風電場的場控功能集成模擬：通過測量獲得并網(wǎng)點處的電壓、有功功率、無功功率的序分量，作為輸入送到場級控制器中，選擇場控的控制模式，下發(fā)功率指令給各臺機組，實現(xiàn)風電場并網(wǎng)點潮流控制的靜態(tài)控制功能，同時也實現(xiàn)風電場AGC/AVC/一次調(diào)頻的動態(tài)控制功能，其中一次調(diào)頻按照Q/CSG 1211017—2018最新要求進行模型開發(fā)。

c)在并網(wǎng)點處，構(gòu)建SVG仿真模型，穩(wěn)態(tài)采用定交流電壓-定直流電壓控制，動態(tài)控制采用帶無功電流參考反饋的控制模式，進而獲得與實際相符的靜態(tài)和動態(tài)響應(yīng)特性。

d)對于送電海纜、海上升壓變、場內(nèi)集電線路，均需根據(jù)實際風電場的參數(shù)和拓撲構(gòu)建，詳細構(gòu)建海上風電場的內(nèi)部結(jié)構(gòu)和電氣參數(shù)，計及不同機組之間的電氣耦合特性。

e)構(gòu)建適用于一次調(diào)頻能力的完整機械-傳動-電氣一體化的風電機組模型。相比于軟件自帶標準4A型風電機組模型，本研究給出詳細的背靠背換流器電氣部分及優(yōu)化的控制功能。風電機組的故障穿越性能按照NB/T 31053—2014《風電機組低電壓穿越建模及驗證方法》的要求，結(jié)合現(xiàn)場錄波實測數(shù)據(jù)，對機組模型進行精確性校驗。下面給出本研究重點部分的實現(xiàn)方法。

1.1 適用于一次調(diào)頻能力的完整機械-傳動-電氣一體化的風電機組模型

與實際機組結(jié)構(gòu)一致的、完整的全功率型風電機組模型如圖2所示，圖中：v為風速，可以讀取外界文件(Elm文件)的方式導入到DIgSILENT/PF中；θ為槳距角控制模型的輸出角度；ωrot為傳動模型的低速軸角速度；Pwind為風力機捕獲風能轉(zhuǎn)化的機械功率；Pm為傳動系統(tǒng)輸出給發(fā)電機的機械功率；ut為發(fā)電機出口三相電壓；ie為勵磁電流；Ue為發(fā)電機勵磁電壓；ωgen為發(fā)電機轉(zhuǎn)子(高速軸)角速度；Uac1、P1分別為發(fā)電機出口的電壓有效值、有功功率；Udc為換流器直流電壓；Uac2、Q2分別為換流器網(wǎng)側(cè)電壓、無功功率；PPCC、QPCC、UPCC、fPCC分別為并網(wǎng)點的有功功率、無功功率、電壓和頻率；ΔPPCC為一次調(diào)頻控制的有功功率調(diào)整量；Pref，lim、Qref，lim分別為場級控制器輸出的有功、無功參考限值；Pref為機側(cè)變流器接受的有功指令參考值，Qref為網(wǎng)側(cè)變流器接受的無功指令參考值；Pref，0為最大功率跟蹤有功輸出參考值；Qref，0為網(wǎng)側(cè)變流器無功功率參考值，通常為0；定Vac/P控制為機側(cè)變流器定電壓-定有功控制；Vdc/Q控制為網(wǎng)側(cè)變流器定直流電壓-定無功控制。

圖2 完整機械-傳動-電氣一體化的風電機組模型Fig.2 Complete mechanical transmission electrical integrated wind turbine model

DIgSILENT/PF軟件自帶的4型機組模型將發(fā)電機、機側(cè)VSC、網(wǎng)側(cè)VSC模型，合并簡化為1臺帶故障穿越、定有功-無功控制的靜態(tài)發(fā)電機進行模擬，沒有詳細模擬機側(cè)VSC、直流側(cè)以及網(wǎng)側(cè)VSC，無法深入反映換流器的控制功能以及直流側(cè)電壓的控制能力。對此研究提出基于DSL語言的風電機組模型的電氣及控制模型，如圖3所示(其他部件可參考標準模型功能模塊，按照實際參數(shù)修改建模)。

圖3 DIgSILENT/PF自定義風電機組模型的詳細模型Fig.3 Detailed model of DIgSILENT/PF custom wind turbine model

圖3中，網(wǎng)側(cè)變流器的控制策略決定風電機組的并網(wǎng)特性，本研究利用DSL語言自定義的網(wǎng)側(cè)變流器定直流電壓-定無功功率控制器如圖4所示，圖中，Uac為網(wǎng)側(cè)變流器交流側(cè)測量電壓，Q為網(wǎng)側(cè)變流器交流測測量無功功率，Id、Iq分別為模式選擇后d、q軸指令值，Idr、Idrf分別為正?？刂颇Ｊ?、故障穿越模式下的d軸有功電流指令，Iqr、Iqrf分別為正常控制模式、故障穿越模式下的q軸無功電流指令，Idref、Iqref為經(jīng)過限幅環(huán)節(jié)后生成d軸和q軸的參考值輸出，Idmax為d軸指令I(lǐng)d最大值，s為拉普拉斯算子。

圖4 自定義的網(wǎng)側(cè)功率故障穿越控制策略框圖Fig.4 User-defined grid side power fault ride control strategy diagram

正常運行時，故障判別信號為0，有功環(huán)采用定直流電壓控制，輸入為直流電壓參考值Udc，ref和直流電壓測量值Udc，經(jīng)過PI控制器生成正常運行電流指令I(lǐng)dr，限幅前Id=Idr；電網(wǎng)發(fā)生故障后，故障判別信號由0變1進入故障穿越控制模式，凍結(jié)PI控制器的狀態(tài)變量以使得在故障后平穩(wěn)恢復(fù)，限幅前Id=Idr，Idrf由功率參考指令Pref除以網(wǎng)側(cè)交流電壓Uac(標幺值)并進行最大值限幅來計算，以優(yōu)先保證風電機組有功的最大傳輸。此外，由于故障穿越期間，撬棒(chopper)電路動作進行泄能可能導致直流電容兩側(cè)的有功功率小偏差不平衡而控制失穩(wěn)，對此，引入小偏差比例系數(shù)Kdroop(傳遞函數(shù)中取典型值0.1)降低網(wǎng)側(cè)變流器的輸出功率，最終使得在任意時段都能滿足網(wǎng)側(cè)變流器輸出功率不大于機側(cè)變流器輸入功率的穩(wěn)定性條件。網(wǎng)側(cè)變流器的無功控制環(huán)也類似，分為正?？刂颇Ｊ胶凸收洗┰侥Ｊ?，在故障穿越期間，無功電流

Iqrf=K(UT-Uac).

(1)

式中：K為支撐系數(shù)；UT為故障判斷電壓閾值。

隨機風速模型可由MATLAB生成文件，在DIgSILENT/PF通過建立Elm模板的方式導入該風速模型，相應(yīng)的風電機組并網(wǎng)的有功功率、無功功率隨機波動曲線如圖5所示，可見，有功功率、無功功率出現(xiàn)與隨機風速(均速10.5 m/s)相應(yīng)的波動。

圖5 隨機風速模型及風力機輸出功率波形Fig.5 Random wind speed model and wind turbine output power waveforms

在常數(shù)風速模型下，35 kV電網(wǎng)發(fā)生三相20%額定電壓的電壓跌落，風電機組進入故障穿越模式后，風電機組變壓器低壓側(cè)有功、無功功率，直流母線電壓，網(wǎng)側(cè)變流器d、q軸及無功電流波形如圖6所示。

圖6 風電機組故障穿越時響應(yīng)波形圖Fig.6 Response waveforms of wind turbine during fault-ride through

1.2 機組模型校驗

對風電機組建模完成之后，需要按照NB/T 31053—2014標準中對風電機組故障穿越性能的要求，結(jié)合現(xiàn)場錄波實測數(shù)據(jù)，對機組模型進行精確性校驗。按照標準，選取在風電機組滿發(fā)有功時，電網(wǎng)發(fā)生電壓跌落至0.5(標幺值)的兩相短路故障，持續(xù)時間1 214 ms，仿真與試驗波形對比如圖7所示。

圖7 風電機組機端電壓、有功功率、無功功率、無功電流試驗和仿真波形對比Fig.7 Tests and simulation comparison waveforms of wind turbine terminal voltage，active power，reactive power，and reactive current

風電機組低電壓穿越能力驗證中，仿真結(jié)果應(yīng)能與測試結(jié)果相接近。根據(jù)NB/T 31053—2014，偏差計算結(jié)果應(yīng)滿足以下條件：

a)所有工況的穩(wěn)態(tài)區(qū)間電壓參數(shù)ΔU/Un的平均絕對偏差不超過0.05，ΔU為電壓的偏差，Un為電壓的額定值。

b)對于有功功率、無功功率和無功電流，所有工況穩(wěn)態(tài)、暫態(tài)區(qū)間/時段的平均最大偏差F1max、F2max，穩(wěn)態(tài)、暫態(tài)區(qū)間/時段的平均絕對最大偏差F3max、F4max，穩(wěn)態(tài)區(qū)間/時段的最大偏差F5max以及加權(quán)平均絕對最大偏差FGmax應(yīng)不大于表1中的允許值。表1中ΔP、ΔQ、ΔIq分別為有功功率、無功功率、無功電流的偏差，Pn、Qn、Iqn分別為有功功率、無功功率、無功電流的額定值。

表1 偏差最大允許值Tab.1 Maximum allowable deviation values

按照標準中誤差計算方法，所建模型和實測數(shù)據(jù)之間的誤差計算結(jié)果列于表2中，A時段為故障前，B時段為故障期間，C時段為故障后。對比表1、2可知，本研究所建的DIgSILENT/PF風電機組模型精度符合標準要求。

表2 DIgSILENT/PF所建風電機組模型精度偏差指標Tab.2 Accuracy deviation index of wind turbine model built by DIgSILENT/PF

1.3 SVG建模及驗證

研究采用全橋式子模塊換流器模擬SVG建模，根據(jù)SVG主電路參數(shù)和SVG升壓變參數(shù)修正DIgSILENT/PF標準模型，控制采用帶故障穿越的定交流電壓-定直流電壓控制模式，建模過程不再贅述。選取SVG感性滿載接入點發(fā)生電壓跌落至0.2(標幺值)三相短路為例，模型與RTLAB硬件在環(huán)半實物測試數(shù)據(jù)對比，波形圖如圖8所示?？梢?，本研究所建的DIgSILENT/PF SVG模型模型精度較高，與硬件在環(huán)波形具有較好的一致性。

圖8 SVG仿真與RTLAB半實物實測波形對比Fig.8 Comparisons of SVG simulation and RTLAB hardware-in-loop test waveforms

在DIgSILENT/PF中，綜合以上模型，以某實際海上風電場為建模對象，根據(jù)場站內(nèi)部主接線和一次設(shè)備參數(shù)，構(gòu)建詳細海上風電場模型，該海上風電場共有36臺風電機組，配置1臺SVG。

2 風電場DIgSILENT /PF場控功能集成模型開發(fā)及驗證

NB/T 31075—2016的建?；驹瓌t有：風電場電氣仿真模型驗證，應(yīng)包括風電場電氣仿真模型分別在系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)和暫態(tài)運行時對風電場電氣特性的模擬驗證。驗證內(nèi)容包括：風電場潮流計算模型；風電場功率階躍驗證，包括有功功率控制和無功功率控制。

2.1 場站穩(wěn)靜態(tài)/動態(tài)控制器建模原理

根據(jù)NB/T 31075—2016，風電場的電氣建模要求由穩(wěn)態(tài)潮流控制和動態(tài)場級控制模型，對此在DIgSILENT/PF中建立風電場模型，搭建場級穩(wěn)態(tài)潮流控制和動態(tài)場級控制，其中場級穩(wěn)態(tài)控制器可協(xié)同場內(nèi)所有風電機組參與并網(wǎng)點的潮流控制，控制模式有電壓控制、無功功率控制、功率因數(shù)控制、tanφ(φ為并網(wǎng)點電壓/電流的相位)控制這幾種可選。

風電場場級動態(tài)控制自動執(zhí)行調(diào)度機構(gòu)指令，調(diào)節(jié)發(fā)出(或吸收)的無功功率，實現(xiàn)對風電場并網(wǎng)點無功功率或者電壓的控制。風電場無功控制過程可分為兩層實現(xiàn)，即無功需求整定和無功功率分配。風電場場級動態(tài)控制利用場內(nèi)機組的無功容量及其調(diào)節(jié)能力，將無功功率參考值按照一定原則分配給各風電機組。DIgSILENT/PF中場級動態(tài)控制與場級穩(wěn)態(tài)潮流控制模式相同，也分為4種模式：

a)無功功率控制：控制總的并網(wǎng)點無功功率(典型值0)；

b)功率因數(shù)控制：控制總的并網(wǎng)點功率因數(shù)λPCC；

c)功率因數(shù)-有功功率控制：由并網(wǎng)點有功功率PPCC與λPCC的關(guān)系曲線來控制；

d)無功功率-電壓控制：由并網(wǎng)點電壓UPCC與無功功率QPCC的關(guān)系曲線來控制。

2.2 場站潮流控制器模型驗證

場站穩(wěn)態(tài)潮流控制器的控制對象為整個風電場的所有風電機組/SVG并網(wǎng)換流器，控制點為風電場并網(wǎng)點。以250 MW風電場并網(wǎng)點的功率因數(shù)控制為容性0.97(設(shè)置為-0.97)為例，并網(wǎng)點潮流控制設(shè)置值和仿真驗證結(jié)果見表3。

表3 潮流控制設(shè)置和仿真值驗證結(jié)果Tab.3 Verification results of power flow control setting and simulation values

2.3 場控有功功率模型及實測驗證

2.3.1 功能性驗證

分別設(shè)置不同的風電機組有功功率參考值，觀測并網(wǎng)點有功功率輸出曲線，驗證風電場有功功率響應(yīng)特性。有功功率設(shè)置值變化曲線可參考NB/T 31075—2016，以標幺值為0.2的步長將有功功率的設(shè)置值從1.0變化至0.2，每個功率設(shè)置值保持至少2 min。仿真結(jié)果如圖9所示。

圖9 并網(wǎng)點有功功率階躍仿真試驗結(jié)果Fig.9 Simulation test results of active power step at grid connection points

2.3.2 實測數(shù)據(jù)驗證

以海上風電場現(xiàn)場AGC實測數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，對2.3.1節(jié)功能性有功場控模型進行參數(shù)修正。現(xiàn)場錄波時間窗為567.7 s，采用相對時間為導出數(shù)據(jù)的時間軸，進行仿真模型和實測數(shù)據(jù)的對比性驗證，波形比對結(jié)果如圖10所示。結(jié)果表明仿真結(jié)果與實測數(shù)據(jù)具有較好的一致性。

圖10 海上風電場現(xiàn)場AGC實測數(shù)據(jù)和仿真結(jié)果對比Fig.10 Comparisons of AGC control simulation results and on-site AGC measurement data

2.4 場控無功功率模型及實測驗證

2.4.1 功能性驗證

分別設(shè)置不同的風電機組無功功率參考值，觀測并網(wǎng)點無功功率輸出曲線，驗證風電場無功功率響應(yīng)特性。按照NB/T 31075—2016，無功功率設(shè)置值變化曲線可分別設(shè)置在感性無功功率最大值和容性無功功率最大值，每個功率設(shè)置值保持至少2 min。此時，有功功率的設(shè)置值為0.5(標幺值)。仿真結(jié)果如圖11所示。

圖11 并網(wǎng)點無功功率階躍仿真試驗結(jié)果Fig.11 Simulation test results of reactive power step at grid connection points

2.4.2 實測數(shù)據(jù)驗證

以彩石灘海上風電場現(xiàn)場無功控制實測數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，現(xiàn)場錄波時間窗為1 650 s，采用相對時間為導出數(shù)據(jù)的時間軸，進行仿真模型和實測數(shù)據(jù)的對比性驗證，波形比對結(jié)果如圖12所示。結(jié)果表明仿真結(jié)果與實測數(shù)據(jù)具有較好的一致性。

圖12 海上風電場無功控制仿真和實測結(jié)果對比Fig.12 Comparison between simulation and actual measurement results of reactive power control in offshore wind farm

由圖12可知，本研究所建的海上風電場場站的靜態(tài)和動態(tài)控制器模型與設(shè)定值、實測值保持較好的一致性，經(jīng)校驗建模精度已達到NB/T 31075—2016標準要求。

2.5 場級調(diào)頻調(diào)壓策略

本研究利用DSL語言，自定義海上風電場場級動態(tài)控制器，以并網(wǎng)點有功功率PPCC、無功功率QPCC和電壓有效值UPCC按照一定的原則來協(xié)調(diào)分配各臺海上風電機組的有功指令Pref，lim、無功指令Qref，lim，從而定量控制風電場并網(wǎng)點的電氣量。該策略分為4種模式(無功功率控制、功率因數(shù)控制、功率因數(shù)-有功功率控制和無功功率-電壓控制)，通過選擇其中一種模式，場級控制器最終生成每臺機組的有功指令Pref，lim、無功指令Qref，lim。

一次調(diào)頻控制利用DIgSILENT/PF中的DSL功能來實現(xiàn)，產(chǎn)生的場站有功功率調(diào)節(jié)量與場級控制器場站有功功率指令初值Ppark，0疊加，進而得到并網(wǎng)點控制的場站控制器輸出的總有功功率指令參考值Ppark，ref，再利用場級控制器原有的分配策略進行分配。原理是：在電網(wǎng)高頻擾動情況下，一次調(diào)頻動作量達10%額定出力后可不再向下調(diào)節(jié)；在電網(wǎng)低頻擾動情況下，一次調(diào)頻動作量達5%額定出力后可不再向上調(diào)節(jié)(10%、5%均為推薦設(shè)定值)。通過設(shè)定頻率與有功功率折線函數(shù)實現(xiàn)一次調(diào)頻下垂特性，即

(2)

式中：f為電網(wǎng)頻率；fd為一次調(diào)頻死區(qū)；fN為系統(tǒng)額定頻率；PN為額定功率；δ為新能源一次調(diào)頻調(diào)差系數(shù)。

海上風電場正常運行時，通常會將一次調(diào)頻死區(qū)設(shè)定為0.05 Hz，調(diào)差系數(shù)設(shè)定5%。根據(jù)標準，一次調(diào)頻功率上調(diào)節(jié)最大功率限幅設(shè)定為6%PN，下調(diào)節(jié)最大功率限幅設(shè)定為10%PN。新能源場站參與電網(wǎng)一次調(diào)頻下垂曲線如圖13所示。

圖13 新能源場站參與電網(wǎng)一次調(diào)頻下垂曲線Fig.13 Sag curve of primary frequency regulation for new energy stations participating in the power grid

一次調(diào)頻功能可在2.3、2.4節(jié)的場控有功、無功和AVC控制及驗證模型基礎(chǔ)上，利用DIgSILENT/PF的DSL語言，搭建上述自定義帶一次調(diào)頻功能的全功率型風電機組模型，按照Q/CSG 1211017—2018關(guān)于一次調(diào)頻的最新要求，實現(xiàn)海上風電場一次調(diào)頻模型的功能開發(fā)。至此，風電機組、SVG模型以及場控模型的所有控制及功能均可編輯，具有海上風電場故障穿越、調(diào)壓調(diào)頻的通用性開發(fā)功能，所提的含多場控功能集成的詳細海上風電場DIgSILENT/PowerFactory建模自定義模型框架如圖14所示。

圖14 所提含多場控功能集成的詳細海上風電場DIgSILENT/PF建模自定義模型框架Fig.14 The proposed user-defined model framework for detailed offshore wind farms with integrated multi-field control functions by DIgSILENT/PF

海上風電場一次調(diào)頻仿真試驗波形如圖15所示。由圖15可見，在頻率發(fā)生變化時，場站控制系統(tǒng)會做出有功功率指令的調(diào)整，搭建的場站模型具有一次調(diào)頻能力，所建模型適用于實際工程海上風電項目的機組級和場站級控制的并網(wǎng)策略的開發(fā)和應(yīng)用。

圖15 海上風電場一次調(diào)頻仿真波形(50 Hz降至49.9 Hz)Fig.15 Simulation waveforms of primary frequency regulation for offshore wind farms (50 Hz reduced to 49.9 Hz)

3 結(jié)束語

本研究利用DIgSILENT/PF自定義功能和DSL語言，開發(fā)一種適用于多場控功能集成的DIgSILENT /PF海上風電場建模及實證方法。首先根據(jù)實際并網(wǎng)特性給出風電機組和SVG等設(shè)備級的通用建模方法，并結(jié)合現(xiàn)場故障實測數(shù)據(jù)及半實物測試數(shù)據(jù)，給出模型驗證方法以及實際海上風電場主拓撲及參數(shù)，搭建全功率型海上風電場電氣模型；然后提出風電場DIgSILENT /PF場控功能集成模型開發(fā)方法，構(gòu)建了風電場潮流控制、功率控制、調(diào)頻調(diào)壓等建模實現(xiàn)方法，同時結(jié)合現(xiàn)場AGC/AVC等實測數(shù)據(jù)，給出所提模型的仿真校驗結(jié)果。結(jié)果表明，所提機組并網(wǎng)特性和場控功能與實際特性相符，模型準確有效，所建模型適用于實際工程海上風電項目的機組級和場站級控制的并網(wǎng)策略的開發(fā)和應(yīng)用。