电力系统仿真模型

下面通过一系列仿真来分析电网故障时双馈风电系统的动态响应及其对电力系统的动态影响，从而提高双馈风电系统的故障不脱网运行能力和整个电力系统的稳定性。在仿真分析中，假定双馈风电场在额定容量下运行，此时对电力系统的影响是最恶劣的。
电力系统仿真模型如图5所示，是基于丹麦电力传输系统运行商Energinet.dk开发的小型电力传输系统模型提出的[8]。该模型包含了具有代表性的电力传输网络，适用于对电力传输系统和风电场在电网故障时进行动态性能仿真分析。如图5所示的电力系统仿真模型包括4个传统的同步发电厂，若干个负载，1个基于传统感应发电机的常规风电场和1个基于双馈发电机的近海风电场。其中双馈风电场由80个2MW的近海风电机组组成，在仿真中，在不影响仿真精度的前提条件下，为降低仿真的复杂性和减少仿真时间，所有的风电机组由1个合成等效风电场模型来代替[9]。仿真是在电力工厂仿真软件(DIgSILENT PowerFactory)中实现的，该仿真软件针对风力发电提供了相应的模块，易于根据需要建立所需的风电控制和保护系统并进行相关的电力系统运行分析[10]。

如图5所示，假设在双馈风电场的公共接入点(PCC, Point of Common Connection)发生了持续时间为300ms的三相短路故障，图6为相应的仿真结果。
在图6中，虚线为未引入故障运行模式控制策略时双馈风电系统的仿真结果，实线为引入了本文前述故障运行模式下控制策略的仿真结果。由仿真结果图6(a)可知，短路故障在风力发电机端引起很显著的电压跌落，同时发电机产生的有功功率也明显降低，如图6(b)所示。由于故障发生时的瞬态大电流，转子过流保护装置在故障发生后立即触发。电压跌落也引起双馈发电机磁通的降低和励磁的减弱。如图6(c)所示，无功功率在故障发生时突增到峰值也表明励磁的骤减。有功功率降低了，电磁转矩也降低，发电机转速会增加，但是桨矩角控制可以限制转速升高在允许范围内，不会超速，如图6(d)所示。转速的波动也可以映射到发电机端电压的波动。

图7 机械振荡阻尼控制器的仿真结果
对比图6中实线和虚线的仿真结果可知，当风电场具备了前述的控制策略后，一旦发生故障并且转子过流保护装置被触发时，网侧变换器的无功功率泵升控制也被激活，可以在故障发生后有效的提高电压值。有功功率的两个仿真结果基本近似，但由于电压值的提高也使有功功率有一定的增加。当转子过流保护被取消后，电压的控制又重新由转子侧变换器来负责控制。由于能提供一定的无功功率，因此电压可以较快的恢复。转速的波动也显著减小。
由于机械时间常数远大于机电时间常数，因此不能相同的时间轴来描述机械过渡过程和机电过渡过程。图7是机械振荡阻尼控制器的仿真结果，虚线为无机械振荡阻尼控制时的仿真结果，实线为有机械振荡阻尼控制时的仿真结果。可见，无阻尼控制时，在故障发生并清除后约10s时，仍然存在一定的振荡。有阻尼控制时，机械振荡明显减弱，并在2.5s左右就基本结束了；而且机械转矩只有一次过零。

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