CN109407543A - 一种风电机组电气模型电压响应特性的验证方法和装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种风电机组电气模型电压响应特性的验证方法和装置，先确定计算时间序列和仿真时间序列，然后确定误差时间序列和偏移指标，最后验证风电机组电气模型电压响应特性，本发明基于现场实测的风电机组变压器高压侧母线的三相电压、低压侧母线的三相电压以及风电机组输出端的三相电流，有助于提高风电机组电气模型的准确性和仿真性能，有助于风电并网规划设计和电网安全稳定运行，以降低电力***安全隐患并提高经济性；本发明仿真准确，验证全面，原理清晰且结果准确，满足工程应用要求，且不依赖于电力***仿真软件和风电机组电气模型的类型和构成，具有较强的通用性。

Description

一种风电机组电气模型电压响应特性的验证方法和装置

技术领域

本发明涉及新能源技术领域，具体涉及一种风电机组电气模型电压响应特性的验证方法和装置。

背景技术

通过仿真手段研究风电的并网特性需要建立风电机组的电气模型，风电机组的电气模型能够准确模拟实际风电机组电压响应特性是仿真结果具有真实性和可信性的基础。依据错误仿真结果的决策会导致***扰动和设备损坏，甚至会导致大面积电网事故。因此对风电机组电气模型的电压响应特性验证是风电并网特性仿真的基础，也是辅助风电并网规划设计和调度运行的前提条件。

针对风电机组电气模型电压响应特性的仿真和验证，现有技术采取的方法是在电力***仿真软件中模拟电网电压的特性并将风电机组电压响应特性的仿真结果与现场测试结果进行对比。但是此类方法受到电力***仿真软件适用性以及电网模型不确定性的限制，导致得到的模拟结果准确性低。因此在验证风电机组电气仿真模型的电压响应特性时，无法排除电网仿真模型的误差影响，难以合理界定仿真结果与实测结果误差的来源，导致此类方法在电气模型验证的应用中存在一定的局限性。

为了避免上述问题，可以基于特定的电力***仿真软件，并将风电机组电气模型的电压控制环节开环，并将电压测试信号接入风电机组控制环节中电网电压输入端，然后将风电机组电气模型的开环仿真输出结果与现场测试结果进行对比。但是此类方法依赖于特定的电力***仿真软件，并且需要具备修改风电机组电气模型结构和控制环节的条件，通用性较差。开环方法只适用于电气模型控制策略和控制精度的验证，因为缺少与电网的交互，无法验证模型仿真的可收敛性、控制稳定性、仿真平台兼容性等，所以现有技术中的风电机组电气模型的电压响应特性仿真不准确，验证不全面。

发明内容

为了克服上述现有技术中风电机组电气模型的电压响应特性仿真不准确且验证不全面的不足，本发明提供一种风电机组电气模型电压响应特性的验证方法和装置，先根据测量时间序列确定计算时间序列，并根据计算时间序列和预先构建的仿真模型确定仿真时间序列，然后根据计算时间序列和仿真时间序列确定误差时间序列，并根据误差时间序列确定偏移指标，最后根据偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性，本发明基于测量时间序列、计算时间序列、仿真时间序列和误差时间序列对风电机组电压响应特性的准确性进行验证，仿真准确，且验证全面。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

一方面，本发明提供一种风电机组电气模型电压响应特性的验证方法，包括：

根据测量时间序列确定计算时间序列，并根据计算时间序列和预先构建的仿真模型确定仿真时间序列；

根据计算时间序列和仿真时间序列确定误差时间序列，并根据误差时间序列确定偏移指标；

根据偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性。

所述根据测量时间序列确定计算时间序列之前，包括：

通过测量装置采集风电机组变压器高压侧母线的三相电压、低压侧母线的三相电压以及风电机组输出端的三相电流，得到测量时间序列；

所述测量装置的采样频率大于等于100Hz。

所述测量时间序列包括风电机组变压器高压侧母线的A相电压测量值、风电机组变压器高压侧母线的B相电压测量值、风电机组变压器高压侧母线的C相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的A相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的B相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的C相电压测量值、风电机组输出端的A相电流测量值、风电机组输出端的B相电流测量值和风电机组输出端的C相电流测量值。

所述根据测量时间序列确定计算时间序列包括：

根据测量时间序列，并按照IEC61400-21标准确定计算时间序列；

所述计算时间序列包括风电机组变压器高压侧母线电压基波正序分量计算值、风电机组变压器高压侧母线电压基波负序分量计算值、风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量计算值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量计算值、风电机组输出端有功电流基波正序分量计算值、风电机组输出端有功电流基波负序分量计算值、风电机组输出端无功电流基波正序分量计算值、风电机组输出端无功电流基波负序分量计算值、风电机组输出端有功功率基波正序分量计算值、风电机组输出端有功功率基波负序分量计算值、风电机组输出端无功功率基波正序分量计算值和风电机组输出端无功功率基波负序分量计算值。

所述仿真模型通过电力***仿真软件构建，其包括交流电压源模型、风电机组变压器模型和风电机组电气模型；

所述风电机组变压器模型通过高压侧母线与交流电压源模型连接，并通过低压侧母线与风电机组电气模型连接。

所述根据计算时间序列和预先构建的仿真模型确定仿真时间序列包括：

将计算时间序列中的风电机组变压器高压侧母线电压基波正序分量计算值和风电机组变压器高压侧母线电压基波负序分量计算值输入交流电压源模型，得到仿真时间序列。

所述仿真时间序列包括风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量仿真值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量仿真值、风电机组输出端有功电流基波正序分量仿真值、风电机组输出端有功电流基波负序分量仿真值、风电机组输出端无功电流基波正序分量仿真值、风电机组输出端无功电流基波负序分量仿真值、风电机组输出端有功功率基波正序分量仿真值、风电机组输出端有功功率基波负序分量仿真值、风电机组输出端无功功率基波正序分量仿真值和风电机组输出端无功功率基波负序分量仿真值。

所述误差时间序列包括风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量误差值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量误差值、风电机组输出端有功电流基波正序分量误差值、风电机组输出端有功电流基波负序分量误差值、风电机组输出端无功电流基波正序分量误差值、风电机组输出端无功电流基波负序分量误差值、风电机组输出端有功功率基波正序分量误差值、风电机组输出端有功功率基波负序分量误差值、风电机组输出端无功功率基波正序分量误差值和风电机组输出端无功功率基波负序分量误差值。

所述偏移指标包括误差时间序列中各个误差值的最大误差、最大绝对误差、平均误差和平均绝对误差。

所述根据偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性包括：

根据偏移指标判断误差时间序列中各个误差值是否满足各自的设定范围，若误差时间序列中各个误差值均满足各自的设定范围，风电机组电气模型电压响应特性准确；若误差时间序列中仅有风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量误差值和风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量误差值满足各自的设定范围，风电机组电气模型电压响应特性不准确。

另一方面，本发明还提供一种风电机组电气模型电压响应特性的验证装置，其特征在于，包括：

第一确定模块，用于根据测量时间序列确定计算时间序列，并根据计算时间序列和预先构建的仿真模型确定仿真时间序列；

第二确定模块，用于根据计算时间序列和仿真时间序列确定误差时间序列，并根据误差时间序列确定偏移指标；

验证模块，用于根据偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性。

所述装置还包括测量模块，所述测量模块具体用于：

通过测量装置采集风电机组变压器高压侧母线的三相电压、低压侧母线的三相电压以及风电机组输出端的三相电流，得到测量时间序列；

所述测量装置的采样频率大于等于100Hz。

所述测量时间序列包括风电机组变压器高压侧母线的A相电压测量值、风电机组变压器高压侧母线的B相电压测量值、风电机组变压器高压侧母线的C相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的A相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的B相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的C相电压测量值、风电机组输出端的A相电流测量值、风电机组输出端的B相电流测量值和风电机组输出端的C相电流测量值。

所述第一确定模块包括：

计算时间序列确定单元，用于根据测量时间序列，并按照IEC61400-21标准确定计算时间序列；

所述计算时间序列包括风电机组变压器高压侧母线电压基波正序分量计算值、风电机组变压器高压侧母线电压基波负序分量计算值、风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量计算值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量计算值、风电机组输出端有功电流基波正序分量计算值、风电机组输出端有功电流基波负序分量计算值、风电机组输出端无功电流基波正序分量计算值、风电机组输出端无功电流基波负序分量计算值、风电机组输出端有功功率基波正序分量计算值、风电机组输出端有功功率基波负序分量计算值、风电机组输出端无功功率基波正序分量计算值和风电机组输出端无功功率基波负序分量计算值。

所述仿真模型通过电力***仿真软件构建，其包括交流电压源模型、风电机组变压器模型和风电机组电气模型；

所述风电机组变压器模型通过高压侧母线与交流电压源模型连接，并通过低压侧母线与风电机组电气模型连接。

所述第一确定模块包括：

仿真时间序列确定单元，用于将计算时间序列中的风电机组变压器高压侧母线电压基波正序分量计算值和风电机组变压器高压侧母线电压基波负序分量计算值输入交流电压源模型，得到仿真时间序列。

所述仿真时间序列包括风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量仿真值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量仿真值、风电机组输出端有功电流基波正序分量仿真值、风电机组输出端有功电流基波负序分量仿真值、风电机组输出端无功电流基波正序分量仿真值、风电机组输出端无功电流基波负序分量仿真值、风电机组输出端有功功率基波正序分量仿真值、风电机组输出端有功功率基波负序分量仿真值、风电机组输出端无功功率基波正序分量仿真值和风电机组输出端无功功率基波负序分量仿真值。

所述误差时间序列包括风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量误差值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量误差值、风电机组输出端有功电流基波正序分量误差值、风电机组输出端有功电流基波负序分量误差值、风电机组输出端无功电流基波正序分量误差值、风电机组输出端无功电流基波负序分量误差值、风电机组输出端有功功率基波正序分量误差值、风电机组输出端有功功率基波负序分量误差值、风电机组输出端无功功率基波正序分量误差值和风电机组输出端无功功率基波负序分量误差值。

所述偏移指标包括误差时间序列中各个误差值的最大误差、最大绝对误差、平均误差和平均绝对误差。

所述验证模块具体用于：

根据偏移指标判断误差时间序列中各个误差值是否满足各自的设定范围，若误差时间序列中各个误差值均满足各自的设定范围，风电机组电气模型电压响应特性准确；若误差时间序列中仅有风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量误差值和风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量误差值满足各自的设定范围，风电机组电气模型电压响应特性不准确。

与最接近的现有技术相比，本发明提供的技术方案具有以下有益效果：

本发明提供的风电机组电气模型电压响应特性的验证方法中，先根据测量时间序列确定计算时间序列，并根据计算时间序列和预先构建的仿真模型确定仿真时间序列，然后根据计算时间序列和仿真时间序列确定误差时间序列，并根据误差时间序列确定偏移指标，最后根据偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性，本发明基于测量时间序列、计算时间序列、仿真时间序列和误差时间序列对风电机组响应特性的准确性进行验证，特性仿真准确，且特性验证全面；

本发明提供的风电机组电气模型电压响应特性的验证装置包括第一确定模块、第二确定模块和验证模块，第一确定模块用于根据测量时间序列确定计算时间序列并根据计算时间序列和预先构建的仿真模型确定仿真时间序列，第二确定模块用于根据计算时间序列和仿真时间序列确定误差时间序列并根据误差时间序列确定偏移指标，验证模块用于根据偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性，本发明基于测量时间序列、计算时间序列、仿真时间序列和误差时间序列对风电机组响应特性的准确性进行验证，仿真准确，且验证全面；

本发明提供的技术方案基于现场实测的风电机组变压器高压侧母线的三相电压、低压侧母线的三相电压以及风电机组输出端的三相电流，不仅能够有效解决现有技术中受电网模型不确定性限制造成的无法准确模拟实际风电机组电压特性的问题，且能够对风电机组电气模型进行闭环仿真，避免了修改仿真模型的结构和控制环节；

本发明提供的技术方案有助于提高风电机组电气模型的准确性和仿真性能，有助于风电并网规划设计和电网安全稳定运行，以降低电力***安全隐患并提高经济性；

本发明提供的技术方案原理清晰且结果准确，满足工程应用要求，且不依赖于电力***仿真软件和风电机组电气模型的类型和构成，具有较强的通用性；

本发明提供的技术方案设置了交流电压源模型，可以应用于实际工程中多种扰动或多种负荷相交互的影响分析和特性验证，也可以应用于风电场等值模型的验证，在风电并网仿真技术领域有广阔的应用前景。

附图说明

图1是本发明实施例中风电机组电气模型电压响应特性的验证方法流程图；

图2是本发明实施例中现场测量信号点示意图；

图3是本发明实施例中仿真模型结构图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

本发明实施例提供一种风电机组电气模型电压响应特性的验证方法，具体流程图如图1所示，具体过程如下：

S101：根据测量时间序列确定计算时间序列，并根据计算时间序列和预先构建的仿真模型确定仿真时间序列；

S102：根据S101确定的计算时间序列和仿真时间序列确定误差时间序列，并根据误差时间序列确定偏移指标；

S103：根据S102确定的偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性。

在步骤S101的根据测量时间序列确定计算时间序列之前，通过测量装置采集风电机组变压器高压侧母线的三相电压、低压侧母线的三相电压以及风电机组输出端的三相电流，得到测量时间序列，测量信号点如图2所示，测量装置的采样频率大于等于100Hz，且所有测量信号的时间同步。

上述S101中的测量时间序列包括风电机组变压器高压侧母线的A相电压测量值、风电机组变压器高压侧母线的B相电压测量值、风电机组变压器高压侧母线的C相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的A相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的B相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的C相电压测量值、风电机组输出端的A相电流测量值、风电机组输出端的B相电流测量值和风电机组输出端的C相电流测量值，具体的测量时间序列如表1所示，其中n为某一时刻：

表1

符号	单位	信号定义
			u<sub>Ha</sub>(n)	V	风电机组变压器高压侧母线A相电压测量值
u<sub>Hb</sub>(n)	V	风电机组变压器高压侧母线B相电压测量值
			u<sub>Hc</sub>(n)	V	风电机组变压器高压侧母线C相电压测量值
u<sub>La</sub>(n)	V	风电机组变压器低压侧母线A相电压测量值
			u<sub>Lb</sub>(n)	V	风电机组变压器低压侧母线B相电压测量值
u<sub>Lc</sub>(n)	V	风电机组变压器低压侧母线C相电压测量值
			i<sub>WTa</sub>(n)	A	风电机组输出端的A相电流测量值
i<sub>WTb</sub>(n)	A	风电机组输出端的B相电流测量值
			i<sub>WTc</sub>(n)	A	风电机组输出端的C相电流测量值

上述S101中，根据测量时间序列确定计算时间序列具体是根据测量时间序列，并按照IEC61400-21标准确定计算时间序列，在计算过程中应过滤持续时间低于20ms的电磁高频分量。计算时间序列包括风电机组变压器高压侧母线电压基波正序分量计算值、风电机组变压器高压侧母线电压基波负序分量计算值、风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量计算值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量计算值、风电机组输出端有功电流基波正序分量计算值、风电机组输出端有功电流基波负序分量计算值、风电机组输出端无功电流基波正序分量计算值、风电机组输出端无功电流基波负序分量计算值、风电机组输出端有功功率基波正序分量计算值、风电机组输出端有功功率基波负序分量计算值、风电机组输出端无功功率基波正序分量计算值和风电机组输出端无功功率基波负序分量计算值，具体的计算时间序列如表2所示：

表2

上述S101中的仿真模型通过电力***仿真软件构建，具体结构图如图3所示，仿真模型包括交流电压源模型、风电机组变压器模型和风电机组电气模型；

风电机组变压器模型通过高压侧母线与交流电压源模型连接，并通过低压侧母线与风电机组电气模型连接。

上述S101中，根据计算时间序列和预先构建的仿真模型确定仿真时间序列具体过程如下：

将计算时间序列中的风电机组变压器高压侧母线电压基波正序分量计算值和风电机组变压器高压侧母线电压基波负序分量计算值输入交流电压源模型，得到仿真时间序列。仿真时间序列包括风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量仿真值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量仿真值、风电机组输出端有功电流基波正序分量仿真值、风电机组输出端有功电流基波负序分量仿真值、风电机组输出端无功电流基波正序分量仿真值、风电机组输出端无功电流基波负序分量仿真值、风电机组输出端有功功率基波正序分量仿真值、风电机组输出端有功功率基波负序分量仿真值、风电机组输出端无功功率基波正序分量仿真值和风电机组输出端无功功率基波负序分量仿真值，仿真时间序列中仿真值的采样频率应与计算时间序列中计算值的采样频率保持一致，且每个采样点之间的步长相等。需要时应通过采样值之间的时间同步、抽取和插值方法为仿真值和计算值建立共同的时间基准。仿真时间序列具体如表3所示：

表3

S102得到的误差时间序列包括风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量误差值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量误差值、风电机组输出端有功电流基波正序分量误差值、风电机组输出端有功电流基波负序分量误差值、风电机组输出端无功电流基波正序分量误差值、风电机组输出端无功电流基波负序分量误差值、风电机组输出端有功功率基波正序分量误差值、风电机组输出端有功功率基波负序分量误差值、风电机组输出端无功功率基波正序分量误差值和风电机组输出端无功功率基波负序分量误差值，且S102得到的偏移指标包括误差时间序列中各个误差值的最大误差、最大绝对误差、平均误差和平均绝对误差。

上述S103中，根据偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性具体过程如下：

根据偏移指标判断误差时间序列中各个误差值是否满足各自的设定范围，具体分为以下两种情况：

1)若误差时间序列中各个误差值均满足各自的设定范围，风电机组电气模型电压响应特性准确；

2)若误差时间序列中仅有风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量误差值和风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量误差值满足各自的设定范围，风电机组电气模型电压响应特性不准确。

最终的风电机组电气模型电压响应特性验证结果以图、表形式展示，图应包括表3中全部仿真时间序列与所对应的计算时间序列和误差时间序列的波形对比，表应包括全部偏移指标。

基于同一发明构思，本发明实施例还提供一种风电机组电气模型电压响应特性的验证装置，包括第一确定模块、第二确定模块和验证模块，下面介绍上述几个模块的具体功能：

其中的第一确定模块，用于根据测量时间序列确定计算时间序列，并根据计算时间序列和预先构建的仿真模型确定仿真时间序列；

其中的第二确定模块，用于根据计算时间序列和仿真时间序列确定误差时间序列，并根据误差时间序列确定偏移指标；

其中的验证模块，用于根据偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性。

本发明实施例提供的风电机组电气模型电压响应特性的验证装置除了包括第一确定模块、第二确定模块和验证模块，还包括测量模块，测量模块通过测量装置采集风电机组变压器高压侧母线的三相电压、低压侧母线的三相电压以及风电机组输出端的三相电流，得到测量时间序列；测量装置的采样频率大于等于100Hz。

上述第一确定模块确定的测量时间序列包括风电机组变压器高压侧母线的A相电压测量值、风电机组变压器高压侧母线的B相电压测量值、风电机组变压器高压侧母线的C相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的A相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的B相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的C相电压测量值、风电机组输出端的A相电流测量值、风电机组输出端的B相电流测量值和风电机组输出端的C相电流测量值。

上述的第一确定模块包括计算时间序列确定单元，计算时间序列确定单元具体用于根据测量时间序列，并按照IEC61400-21标准确定计算时间序列，计算时间序列包括风电机组变压器高压侧母线电压基波正序分量计算值、风电机组变压器高压侧母线电压基波负序分量计算值、风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量计算值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量计算值、风电机组输出端有功电流基波正序分量计算值、风电机组输出端有功电流基波负序分量计算值、风电机组输出端无功电流基波正序分量计算值、风电机组输出端无功电流基波负序分量计算值、风电机组输出端有功功率基波正序分量计算值、风电机组输出端有功功率基波负序分量计算值、风电机组输出端无功功率基波正序分量计算值和风电机组输出端无功功率基波负序分量计算值。

上述的仿真模型通过电力***仿真软件构建，仿真模型包括交流电压源模型、风电机组变压器模型和风电机组电气模型；风电机组变压器模型通过高压侧母线与交流电压源模型连接，并通过低压侧母线与风电机组电气模型连接。

上述的第一确定模块还包括仿真时间序列确定单元，仿真时间序列确定单元具体用于将计算时间序列中的风电机组变压器高压侧母线电压基波正序分量计算值和风电机组变压器高压侧母线电压基波负序分量计算值输入交流电压源模型，得到仿真时间序列，仿真时间序列包括风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量仿真值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量仿真值、风电机组输出端有功电流基波正序分量仿真值、风电机组输出端有功电流基波负序分量仿真值、风电机组输出端无功电流基波正序分量仿真值、风电机组输出端无功电流基波负序分量仿真值、风电机组输出端有功功率基波正序分量仿真值、风电机组输出端有功功率基波负序分量仿真值、风电机组输出端无功功率基波正序分量仿真值和风电机组输出端无功功率基波负序分量仿真值。

上述的第二确定模块确定的误差时间序列包括风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量误差值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量误差值、风电机组输出端有功电流基波正序分量误差值、风电机组输出端有功电流基波负序分量误差值、风电机组输出端无功电流基波正序分量误差值、风电机组输出端无功电流基波负序分量误差值、风电机组输出端有功功率基波正序分量误差值、风电机组输出端有功功率基波负序分量误差值、风电机组输出端无功功率基波正序分量误差值和风电机组输出端无功功率基波负序分量误差值。

上述的第二确定模块确定的偏移指标包括误差时间序列中各个误差值的最大误差、最大绝对误差、平均误差和平均绝对误差。

上述的验证模块根据偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性的具体过程如下：

根据偏移指标判断误差时间序列中各个误差值是否满足各自的设定范围，具体分为以下两种情况：

1)若误差时间序列中各个误差值均满足各自的设定范围，风电机组电气模型电压响应特性准确；

2)若误差时间序列中仅有风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量误差值和风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量误差值满足各自的设定范围，风电机组电气模型电压响应特性不准确。

为了描述的方便，以上所述装置的各部分以功能分为各种模块或单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块或单元的功能在同一个或多个软件或硬件中实现。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、***、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(***)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

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，所属领域的普通技术人员参照上述实施例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，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (20)

1.一种风电机组电气模型电压响应特性的验证方法，其特征在于，包括：

根据测量时间序列确定计算时间序列，并根据计算时间序列和预先构建的仿真模型确定仿真时间序列；

根据计算时间序列和仿真时间序列确定误差时间序列，并根据误差时间序列确定偏移指标；

根据偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性。

2.根据权利要求1所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证方法，其特征在于，所述根据测量时间序列确定计算时间序列之前，包括：

通过测量装置采集风电机组变压器高压侧母线的三相电压、低压侧母线的三相电压以及风电机组输出端的三相电流，得到测量时间序列；

所述测量装置的采样频率大于等于100Hz。

3.根据权利要求1所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证方法，其特征在于，所述测量时间序列包括风电机组变压器高压侧母线的A相电压测量值、风电机组变压器高压侧母线的B相电压测量值、风电机组变压器高压侧母线的C相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的A相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的B相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的C相电压测量值、风电机组输出端的A相电流测量值、风电机组输出端的B相电流测量值和风电机组输出端的C相电流测量值。

4.根据权利要求1所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证方法，其特征在于，所述根据测量时间序列确定计算时间序列包括：

根据测量时间序列，并按照IEC61400-21标准确定计算时间序列；

所述计算时间序列包括风电机组变压器高压侧母线电压基波正序分量计算值、风电机组变压器高压侧母线电压基波负序分量计算值、风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量计算值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量计算值、风电机组输出端有功电流基波正序分量计算值、风电机组输出端有功电流基波负序分量计算值、风电机组输出端无功电流基波正序分量计算值、风电机组输出端无功电流基波负序分量计算值、风电机组输出端有功功率基波正序分量计算值、风电机组输出端有功功率基波负序分量计算值、风电机组输出端无功功率基波正序分量计算值和风电机组输出端无功功率基波负序分量计算值。

5.根据权利要求1所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证方法，其特征在于，所述仿真模型通过电力***仿真软件构建，其包括交流电压源模型、风电机组变压器模型和风电机组电气模型；

所述风电机组变压器模型通过高压侧母线与交流电压源模型连接，并通过低压侧母线与风电机组电气模型连接。

6.根据权利要求5所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证方法，其特征在于，所述根据计算时间序列和预先构建的仿真模型确定仿真时间序列包括：

将计算时间序列中的风电机组变压器高压侧母线电压基波正序分量计算值和风电机组变压器高压侧母线电压基波负序分量计算值输入交流电压源模型，得到仿真时间序列。

7.根据权利要求1所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证方法，其特征在于，所述仿真时间序列包括风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量仿真值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量仿真值、风电机组输出端有功电流基波正序分量仿真值、风电机组输出端有功电流基波负序分量仿真值、风电机组输出端无功电流基波正序分量仿真值、风电机组输出端无功电流基波负序分量仿真值、风电机组输出端有功功率基波正序分量仿真值、风电机组输出端有功功率基波负序分量仿真值、风电机组输出端无功功率基波正序分量仿真值和风电机组输出端无功功率基波负序分量仿真值。

8.根据权利要求1所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证方法，其特征在于，所述误差时间序列包括风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量误差值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量误差值、风电机组输出端有功电流基波正序分量误差值、风电机组输出端有功电流基波负序分量误差值、风电机组输出端无功电流基波正序分量误差值、风电机组输出端无功电流基波负序分量误差值、风电机组输出端有功功率基波正序分量误差值、风电机组输出端有功功率基波负序分量误差值、风电机组输出端无功功率基波正序分量误差值和风电机组输出端无功功率基波负序分量误差值。

9.根据权利要求1所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证方法，其特征在于，所述偏移指标包括误差时间序列中各个误差值的最大误差、最大绝对误差、平均误差和平均绝对误差。

10.根据权利要求1所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证方法，其特征在于，所述根据偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性包括：

根据偏移指标判断误差时间序列中各个误差值是否满足各自的设定范围，若误差时间序列中各个误差值均满足各自的设定范围，风电机组电气模型电压响应特性准确；若误差时间序列中仅有风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量误差值和风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量误差值满足各自的设定范围，风电机组电气模型电压响应特性不准确。

11.一种风电机组电气模型电压响应特性的验证装置，其特征在于，包括：

第一确定模块，用于根据测量时间序列确定计算时间序列，并根据计算时间序列和预先构建的仿真模型确定仿真时间序列；

第二确定模块，用于根据计算时间序列和仿真时间序列确定误差时间序列，并根据误差时间序列确定偏移指标；

验证模块，用于根据偏移指标验证风电机组电气模型电压响应特性。

12.根据权利要求11所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证装置，其特征在于，所述装置还包括测量模块，所述测量模块具体用于：

通过测量装置采集风电机组变压器高压侧母线的三相电压、低压侧母线的三相电压以及风电机组输出端的三相电流，得到测量时间序列；

所述测量装置的采样频率大于等于100Hz。

13.根据权利要求11所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证装置，其特征在于，所述测量时间序列包括风电机组变压器高压侧母线的A相电压测量值、风电机组变压器高压侧母线的B相电压测量值、风电机组变压器高压侧母线的C相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的A相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的B相电压测量值、风电机组变压器低压侧母线的C相电压测量值、风电机组输出端的A相电流测量值、风电机组输出端的B相电流测量值和风电机组输出端的C相电流测量值。

14.根据权利要求11所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证装置，其特征在于，所述第一确定模块包括：

计算时间序列确定单元，用于根据测量时间序列，并按照IEC61400-21标准确定计算时间序列；

所述计算时间序列包括风电机组变压器高压侧母线电压基波正序分量计算值、风电机组变压器高压侧母线电压基波负序分量计算值、风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量计算值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量计算值、风电机组输出端有功电流基波正序分量计算值、风电机组输出端有功电流基波负序分量计算值、风电机组输出端无功电流基波正序分量计算值、风电机组输出端无功电流基波负序分量计算值、风电机组输出端有功功率基波正序分量计算值、风电机组输出端有功功率基波负序分量计算值、风电机组输出端无功功率基波正序分量计算值和风电机组输出端无功功率基波负序分量计算值。

15.根据权利要求11所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证装置，其特征在于，所述仿真模型通过电力***仿真软件构建，其包括交流电压源模型、风电机组变压器模型和风电机组电气模型；

所述风电机组变压器模型通过高压侧母线与交流电压源模型连接，并通过低压侧母线与风电机组电气模型连接。

16.根据权利要求15所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证装置，其特征在于，所述第一确定模块包括：

仿真时间序列确定单元，用于将计算时间序列中的风电机组变压器高压侧母线电压基波正序分量计算值和风电机组变压器高压侧母线电压基波负序分量计算值输入交流电压源模型，得到仿真时间序列。

17.根据权利要求11所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证装置，其特征在于，所述仿真时间序列包括风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量仿真值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量仿真值、风电机组输出端有功电流基波正序分量仿真值、风电机组输出端有功电流基波负序分量仿真值、风电机组输出端无功电流基波正序分量仿真值、风电机组输出端无功电流基波负序分量仿真值、风电机组输出端有功功率基波正序分量仿真值、风电机组输出端有功功率基波负序分量仿真值、风电机组输出端无功功率基波正序分量仿真值和风电机组输出端无功功率基波负序分量仿真值。

18.根据权利要求11所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证装置，其特征在于，所述误差时间序列包括风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量误差值、风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量误差值、风电机组输出端有功电流基波正序分量误差值、风电机组输出端有功电流基波负序分量误差值、风电机组输出端无功电流基波正序分量误差值、风电机组输出端无功电流基波负序分量误差值、风电机组输出端有功功率基波正序分量误差值、风电机组输出端有功功率基波负序分量误差值、风电机组输出端无功功率基波正序分量误差值和风电机组输出端无功功率基波负序分量误差值。

19.根据权利要求11所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证装置，其特征在于，所述偏移指标包括误差时间序列中各个误差值的最大误差、最大绝对误差、平均误差和平均绝对误差。

20.根据权利要求11所述的风电机组电气模型电压响应特性的验证装置，其特征在于，所述验证模块具体用于：

根据偏移指标判断误差时间序列中各个误差值是否满足各自的设定范围，若误差时间序列中各个误差值均满足各自的设定范围，风电机组电气模型电压响应特性准确；若误差时间序列中仅有风电机组变压器低压侧母线电压基波正序分量误差值和风电机组变压器低压侧母线电压基波负序分量误差值满足各自的设定范围，风电机组电气模型电压响应特性不准确。