郭敬梅，杜胜磊，王红星，盛超，吴小可，陆晓蒙，曾有芝

(1.南方电网电力科技股份有限公司，广东省智能电网新技术企业重点实验室，广东 广州510080；2.上海科梁信息科技股份有限公司，上海200233)

近年来随着海上风电产业的快速发展，按照Q/CSG 1211017—2018《风电场接入电网技术规范》、GB/T 19963—2021《风电场接入电力系统技术规定 第一部分：陆上风电》等要求，电网对大型海上风电场提出故障穿越、场站自动发电控制(automatic generation control，AGC)/电网自动电压控制(automatic voltage control，AVC)、一次调频、惯量响应等多种场控功能的最新工程要求[1]。按照NB/T 31075—2016《风电场电气仿真模型建模及验证规程》和NB/T 31077—2016《风电场低电压穿越建模及评价方法》等标准，通过仿真建模的方式对海上风电场进行性能评价是风电场并网的必须工作，要求风电场全容量并网后6个月内提交经过校验的仿真模型[2-3]，以实现对风电场场站级的故障穿越能力验证评价[4-5]、场控系统的电气仿真模型及验证[6]，在此基础上，增加一次调频、AGC/AVC及接入电网后惯量响应评估等功能，对风电场场站级模型的准确性和功能全面性提出较高要求[7-16]。

仿真平台的选择直接关系建模系统规模、计算效率和计算精度。电力系统仿真软件平台较多，国内外主流平台有PSD-BPA、PSASP/ADPSS、PSCAD/EMTDC、MATLAB/Simulink、RTLAB、RTDS、DIgSILENT/ PowerFactory等。文献[17-20]提出了风电场等值建模的方法和理论。然而，目前大多风电场建模手段表现出：一是出场站建模时准确性、全面性和灵活性不足，难以全面覆盖故障穿越、场站功率控制、调压调频功能的通用模型；二是机组模型多为厂家的“黑盒”封装模型，难以进行自定义机组/场站级的控制策略开发；三是通常受制于实测数据来源问题，较难实现完整的功能验证，无法保证模型的准确性。这阻碍了多场控功能控制下海上风电场对电网影响的深入研究。

电磁暂态离线或实时仿真平台(如PSASP/ADPSS、PSCAD/EMTDC、MATLAB/ Simulink、RTLAB、RTDS等)能够准确模拟电力电子等开关特性，但存在明显的仿真规模和仿真资源相矛盾的问题。实际上，针对新能源并网的故障穿越特性和场控功能的建模，时间尺度在1～10 ms，属于机电暂态过程；然而国内主流的PSD-BPA等机电仿真软件大多采用单机模型对风电场整场进行等值聚合处理，无法详细反映风电场内部的集电系统，用户更难以修改元件功能结构实现模型自定义开发。

德国的DIgSILENT/PowerFactory(以下简称“DIgSILENT/PF”)电力系统机电/电磁混合商业化仿真软件则克服了PSD-BPA无法自定义的建模缺陷，几乎涵盖所有常用的电力系统分析的功能(如潮流计算、短路计算、机电暂态及电磁暂态计算、谐波分析、小干扰稳定分析、可靠性分析等)，用户无需重复建模，大大提升了用户建模效率。此外，其全面引入面向对象编程技术和数据库概念，能够处理复杂的网络拓扑，支持用户自定义建模和模型批量处理，适用于大规模的风力发电仿真分析，风电场详细建模的准确性已经被国际主流风电机组厂商所认可[14-15]。对此，本研究选择国际先进的大型机电/电磁混合仿真软件DIgSILENT/PF作为海上风电场模型开发平台。

目前，海上风电多以全功率型风电机组(4型)为主。调研DIgSILENT/PF软件自带风电机组标准模型[15]发现，DIgSILENT全功率型风电机组模型4A型、IEC(国际电工委员会)4A和4B型、WECC(美国西部电力协调委员会)4A和4B模型中，4A型模型不考虑风轮、变桨、传动等机械部分，4B型模型考虑机械部分适用于一次调频的功能开发，但WECC 4B和IEC 4B机组模型是封装模型，仅仅预留了模型接口，用户无法编辑组建细节也无法更改功能定义；同时，上述标准模型都在背靠背换流器(包含整流器、直流侧和逆变器)部分进行了简化，只用1台静态发电机控制其有功、无功输出来模拟，无法反映直流电压的控制过程，不利于风电机组变流器控制的精确建模分析：因此，需要开发一种详细的、可自定义的全功率型风电机组模型。另一方面，对于风电场的场级控制以及一次调频功能，还需进一步结合最新标准的要求进行相应的模型开发，但目前尚未见到相关报道。

对此，本研究采用DIgSILENT/PF软件平台，利用其自定义功能和DSL语言，开发一种适用于多场控功能的DIgSILENT/PF海上风电场实用化建模及验证方法。从单台全功率型风电机组和动态无功补偿装置﹝静止无功发生器(static var generator，SVG)中的一种，以下简称SVG﹞的建模开始，根据实际海上风电场主拓扑及参数，提出全功率型海上风电场多场控功能的详细建模，以及确保模型正确性的验证评价方法。以某一实际海上风电场为例，搭建详细的海上风电场模型，根据现场故障穿越、AGC/AVC等实测数据进行机组和场控模型校验，验证所提方案的有效性。

1 海上风电场DIgSILENT/PF一次回路通用建模及验证方案

实际大规模海上风电场由多台风电机组(还包括机组升压变压器、控制及保护)、场内多条集电线路、海缆、升压变压器(以下简称“升压变”)、SVG、风电场AGC/AVC/一次调频场级控制器组成，对此，DIgSILENT/PF软件可以克服上文所述PSD-BPA软件功能的不足。目前国内采用DIgSILENT/PF对实际风电场完整详细建模的实际应用方案尚不多见，因此本研究提出基于DIgSILENT/PF构建实际风电场模型的通用建模方案。具调压调频功能的海上风电场仿真测试系统整体建模框架如图1所示。

图1 DIgSILENT/PF构建的具有调频调压功能的实际海上风电场的通用建模框架Fig.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海上风电场的建模框架中，本研究的特别之处在于：

a)模拟外部电网时，可基于PSD-BPA实际电网模型等值计算，获得系统阻抗与理想电压源串联的方式模拟，也可以采用BPA实际大电网数据转换为DIgSILENT/PF模型的技术路线来处理。通过等值或者数据转换的方式，保证海上风电场建模时电网背景环境模拟的准确性。

b)风电场的场控功能集成模拟：通过测量获得并网点处的电压、有功功率、无功功率的序分量，作为输入送到场级控制器中，选择场控的控制模式，下发功率指令给各台机组，实现风电场并网点潮流控制的静态控制功能，同时也实现风电场AGC/AVC/一次调频的动态控制功能，其中一次调频按照Q/CSG 1211017—2018最新要求进行模型开发。

c)在并网点处，构建SVG仿真模型，稳态采用定交流电压-定直流电压控制，动态控制采用带无功电流参考反馈的控制模式，进而获得与实际相符的静态和动态响应特性。

d)对于送电海缆、海上升压变、场内集电线路，均需根据实际风电场的参数和拓扑构建，详细构建海上风电场的内部结构和电气参数，计及不同机组之间的电气耦合特性。

e)构建适用于一次调频能力的完整机械-传动-电气一体化的风电机组模型。相比于软件自带标准4A型风电机组模型，本研究给出详细的背靠背换流器电气部分及优化的控制功能。风电机组的故障穿越性能按照NB/T 31053—2014《风电机组低电压穿越建模及验证方法》的要求，结合现场录波实测数据，对机组模型进行精确性校验。下面给出本研究重点部分的实现方法。

1.1 适用于一次调频能力的完整机械-传动-电气一体化的风电机组模型

与实际机组结构一致的、完整的全功率型风电机组模型如图2所示，图中：v为风速，可以读取外界文件(Elm文件)的方式导入到DIgSILENT/PF中；θ为桨距角控制模型的输出角度；ωrot为传动模型的低速轴角速度；Pwind为风力机捕获风能转化的机械功率；Pm为传动系统输出给发电机的机械功率；ut为发电机出口三相电压；ie为励磁电流；Ue为发电机励磁电压；ωgen为发电机转子(高速轴)角速度；Uac1、P1分别为发电机出口的电压有效值、有功功率；Udc为换流器直流电压；Uac2、Q2分别为换流器网侧电压、无功功率；PPCC、QPCC、UPCC、fPCC分别为并网点的有功功率、无功功率、电压和频率；ΔPPCC为一次调频控制的有功功率调整量；Pref，lim、Qref，lim分别为场级控制器输出的有功、无功参考限值；Pref为机侧变流器接受的有功指令参考值，Qref为网侧变流器接受的无功指令参考值；Pref，0为最大功率跟踪有功输出参考值；Qref，0为网侧变流器无功功率参考值，通常为0；定Vac/P控制为机侧变流器定电压-定有功控制；Vdc/Q控制为网侧变流器定直流电压-定无功控制。

图2 完整机械-传动-电气一体化的风电机组模型Fig.2 Complete mechanical transmission electrical integrated wind turbine model

DIgSILENT/PF软件自带的4型机组模型将发电机、机侧VSC、网侧VSC模型，合并简化为1台带故障穿越、定有功-无功控制的静态发电机进行模拟，没有详细模拟机侧VSC、直流侧以及网侧VSC，无法深入反映换流器的控制功能以及直流侧电压的控制能力。对此研究提出基于DSL语言的风电机组模型的电气及控制模型，如图3所示(其他部件可参考标准模型功能模块，按照实际参数修改建模)。

图3 DIgSILENT/PF自定义风电机组模型的详细模型Fig.3 Detailed model of DIgSILENT/PF custom wind turbine model

图3中，网侧变流器的控制策略决定风电机组的并网特性，本研究利用DSL语言自定义的网侧变流器定直流电压-定无功功率控制器如图4所示，图中，Uac为网侧变流器交流侧测量电压，Q为网侧变流器交流测测量无功功率，Id、Iq分别为模式选择后d、q轴指令值，Idr、Idrf分别为正常控制模式、故障穿越模式下的d轴有功电流指令，Iqr、Iqrf分别为正常控制模式、故障穿越模式下的q轴无功电流指令，Idref、Iqref为经过限幅环节后生成d轴和q轴的参考值输出，Idmax为d轴指令Id最大值，s为拉普拉斯算子。

图4 自定义的网侧功率故障穿越控制策略框图Fig.4 User-defined grid side power fault ride control strategy diagram

正常运行时，故障判别信号为0，有功环采用定直流电压控制，输入为直流电压参考值Udc，ref和直流电压测量值Udc，经过PI控制器生成正常运行电流指令Idr，限幅前Id=Idr；电网发生故障后，故障判别信号由0变1进入故障穿越控制模式，冻结PI控制器的状态变量以使得在故障后平稳恢复，限幅前Id=Idr，Idrf由功率参考指令Pref除以网侧交流电压Uac(标幺值)并进行最大值限幅来计算，以优先保证风电机组有功的最大传输。此外，由于故障穿越期间，撬棒(chopper)电路动作进行泄能可能导致直流电容两侧的有功功率小偏差不平衡而控制失稳，对此，引入小偏差比例系数Kdroop(传递函数中取典型值0.1)降低网侧变流器的输出功率，最终使得在任意时段都能满足网侧变流器输出功率不大于机侧变流器输入功率的稳定性条件。网侧变流器的无功控制环也类似，分为正常控制模式和故障穿越模式，在故障穿越期间，无功电流

Iqrf=K(UT-Uac).

(1)

式中：K为支撑系数；UT为故障判断电压阈值。

随机风速模型可由MATLAB生成文件，在DIgSILENT/PF通过建立Elm模板的方式导入该风速模型，相应的风电机组并网的有功功率、无功功率随机波动曲线如图5所示，可见，有功功率、无功功率出现与随机风速(均速10.5 m/s)相应的波动。

图5 随机风速模型及风力机输出功率波形Fig.5 Random wind speed model and wind turbine output power waveforms

在常数风速模型下，35 kV电网发生三相20%额定电压的电压跌落，风电机组进入故障穿越模式后，风电机组变压器低压侧有功、无功功率，直流母线电压，网侧变流器d、q轴及无功电流波形如图6所示。

图6 风电机组故障穿越时响应波形图Fig.6 Response waveforms of wind turbine during fault-ride through

1.2 机组模型校验

对风电机组建模完成之后，需要按照NB/T 31053—2014标准中对风电机组故障穿越性能的要求，结合现场录波实测数据，对机组模型进行精确性校验。按照标准，选取在风电机组满发有功时，电网发生电压跌落至0.5(标幺值)的两相短路故障，持续时间1 214 ms，仿真与试验波形对比如图7所示。

图7 风电机组机端电压、有功功率、无功功率、无功电流试验和仿真波形对比Fig.7 Tests and simulation comparison waveforms of wind turbine terminal voltage，active power，reactive power，and reactive current

风电机组低电压穿越能力验证中，仿真结果应能与测试结果相接近。根据NB/T 31053—2014，偏差计算结果应满足以下条件：

a)所有工况的稳态区间电压参数ΔU/Un的平均绝对偏差不超过0.05，ΔU为电压的偏差，Un为电压的额定值。

b)对于有功功率、无功功率和无功电流，所有工况稳态、暂态区间/时段的平均最大偏差F1max、F2max，稳态、暂态区间/时段的平均绝对最大偏差F3max、F4max，稳态区间/时段的最大偏差F5max以及加权平均绝对最大偏差FGmax应不大于表1中的允许值。表1中ΔP、ΔQ、ΔIq分别为有功功率、无功功率、无功电流的偏差，Pn、Qn、Iqn分别为有功功率、无功功率、无功电流的额定值。

表1 偏差最大允许值Tab.1 Maximum allowable deviation values

按照标准中误差计算方法，所建模型和实测数据之间的误差计算结果列于表2中，A时段为故障前，B时段为故障期间，C时段为故障后。对比表1、2可知，本研究所建的DIgSILENT/PF风电机组模型精度符合标准要求。

表2 DIgSILENT/PF所建风电机组模型精度偏差指标Tab.2 Accuracy deviation index of wind turbine model built by DIgSILENT/PF

1.3 SVG建模及验证

研究采用全桥式子模块换流器模拟SVG建模，根据SVG主电路参数和SVG升压变参数修正DIgSILENT/PF标准模型，控制采用带故障穿越的定交流电压-定直流电压控制模式，建模过程不再赘述。选取SVG感性满载接入点发生电压跌落至0.2(标幺值)三相短路为例，模型与RTLAB硬件在环半实物测试数据对比，波形图如图8所示。可见，本研究所建的DIgSILENT/PF SVG模型模型精度较高，与硬件在环波形具有较好的一致性。

图8 SVG仿真与RTLAB半实物实测波形对比Fig.8 Comparisons of SVG simulation and RTLAB hardware-in-loop test waveforms

在DIgSILENT/PF中，综合以上模型，以某实际海上风电场为建模对象，根据场站内部主接线和一次设备参数，构建详细海上风电场模型，该海上风电场共有36台风电机组，配置1台SVG。

2 风电场DIgSILENT /PF场控功能集成模型开发及验证

NB/T 31075—2016的建模基本原则有：风电场电气仿真模型验证，应包括风电场电气仿真模型分别在系统稳态和暂态运行时对风电场电气特性的模拟验证。验证内容包括：风电场潮流计算模型；风电场功率阶跃验证，包括有功功率控制和无功功率控制。

2.1 场站稳静态/动态控制器建模原理

根据NB/T 31075—2016，风电场的电气建模要求由稳态潮流控制和动态场级控制模型，对此在DIgSILENT/PF中建立风电场模型，搭建场级稳态潮流控制和动态场级控制，其中场级稳态控制器可协同场内所有风电机组参与并网点的潮流控制，控制模式有电压控制、无功功率控制、功率因数控制、tanφ(φ为并网点电压/电流的相位)控制这几种可选。

风电场场级动态控制自动执行调度机构指令，调节发出(或吸收)的无功功率，实现对风电场并网点无功功率或者电压的控制。风电场无功控制过程可分为两层实现，即无功需求整定和无功功率分配。风电场场级动态控制利用场内机组的无功容量及其调节能力，将无功功率参考值按照一定原则分配给各风电机组。DIgSILENT/PF中场级动态控制与场级稳态潮流控制模式相同，也分为4种模式：

a)无功功率控制：控制总的并网点无功功率(典型值0)；

b)功率因数控制：控制总的并网点功率因数λPCC；

c)功率因数-有功功率控制：由并网点有功功率PPCC与λPCC的关系曲线来控制；

d)无功功率-电压控制：由并网点电压UPCC与无功功率QPCC的关系曲线来控制。

2.2 场站潮流控制器模型验证

场站稳态潮流控制器的控制对象为整个风电场的所有风电机组/SVG并网换流器，控制点为风电场并网点。以250 MW风电场并网点的功率因数控制为容性0.97(设置为-0.97)为例，并网点潮流控制设置值和仿真验证结果见表3。

表3 潮流控制设置和仿真值验证结果Tab.3 Verification results of power flow control setting and simulation values

2.3 场控有功功率模型及实测验证

2.3.1 功能性验证

分别设置不同的风电机组有功功率参考值，观测并网点有功功率输出曲线，验证风电场有功功率响应特性。有功功率设置值变化曲线可参考NB/T 31075—2016，以标幺值为0.2的步长将有功功率的设置值从1.0变化至0.2，每个功率设置值保持至少2 min。仿真结果如图9所示。

图9 并网点有功功率阶跃仿真试验结果Fig.9 Simulation test results of active power step at grid connection points

2.3.2 实测数据验证

以海上风电场现场AGC实测数据为基础，对2.3.1节功能性有功场控模型进行参数修正。现场录波时间窗为567.7 s，采用相对时间为导出数据的时间轴，进行仿真模型和实测数据的对比性验证，波形比对结果如图10所示。结果表明仿真结果与实测数据具有较好的一致性。

图10 海上风电场现场AGC实测数据和仿真结果对比Fig.10 Comparisons of AGC control simulation results and on-site AGC measurement data

2.4 场控无功功率模型及实测验证

2.4.1 功能性验证

分别设置不同的风电机组无功功率参考值，观测并网点无功功率输出曲线，验证风电场无功功率响应特性。按照NB/T 31075—2016，无功功率设置值变化曲线可分别设置在感性无功功率最大值和容性无功功率最大值，每个功率设置值保持至少2 min。此时，有功功率的设置值为0.5(标幺值)。仿真结果如图11所示。

图11 并网点无功功率阶跃仿真试验结果Fig.11 Simulation test results of reactive power step at grid connection points

2.4.2 实测数据验证

以彩石滩海上风电场现场无功控制实测数据为基础，现场录波时间窗为1 650 s，采用相对时间为导出数据的时间轴，进行仿真模型和实测数据的对比性验证，波形比对结果如图12所示。结果表明仿真结果与实测数据具有较好的一致性。

图12 海上风电场无功控制仿真和实测结果对比Fig.12 Comparison between simulation and actual measurement results of reactive power control in offshore wind farm

由图12可知，本研究所建的海上风电场场站的静态和动态控制器模型与设定值、实测值保持较好的一致性，经校验建模精度已达到NB/T 31075—2016标准要求。

2.5 场级调频调压策略

本研究利用DSL语言，自定义海上风电场场级动态控制器，以并网点有功功率PPCC、无功功率QPCC和电压有效值UPCC按照一定的原则来协调分配各台海上风电机组的有功指令Pref，lim、无功指令Qref，lim，从而定量控制风电场并网点的电气量。该策略分为4种模式(无功功率控制、功率因数控制、功率因数-有功功率控制和无功功率-电压控制)，通过选择其中一种模式，场级控制器最终生成每台机组的有功指令Pref，lim、无功指令Qref，lim。

一次调频控制利用DIgSILENT/PF中的DSL功能来实现，产生的场站有功功率调节量与场级控制器场站有功功率指令初值Ppark，0叠加，进而得到并网点控制的场站控制器输出的总有功功率指令参考值Ppark，ref，再利用场级控制器原有的分配策略进行分配。原理是：在电网高频扰动情况下，一次调频动作量达10%额定出力后可不再向下调节；在电网低频扰动情况下，一次调频动作量达5%额定出力后可不再向上调节(10%、5%均为推荐设定值)。通过设定频率与有功功率折线函数实现一次调频下垂特性，即

(2)

式中：f为电网频率；fd为一次调频死区；fN为系统额定频率；PN为额定功率；δ为新能源一次调频调差系数。

海上风电场正常运行时，通常会将一次调频死区设定为0.05 Hz，调差系数设定5%。根据标准，一次调频功率上调节最大功率限幅设定为6%PN，下调节最大功率限幅设定为10%PN。新能源场站参与电网一次调频下垂曲线如图13所示。

图13 新能源场站参与电网一次调频下垂曲线Fig.13 Sag curve of primary frequency regulation for new energy stations participating in the power grid

一次调频功能可在2.3、2.4节的场控有功、无功和AVC控制及验证模型基础上，利用DIgSILENT/PF的DSL语言，搭建上述自定义带一次调频功能的全功率型风电机组模型，按照Q/CSG 1211017—2018关于一次调频的最新要求，实现海上风电场一次调频模型的功能开发。至此，风电机组、SVG模型以及场控模型的所有控制及功能均可编辑，具有海上风电场故障穿越、调压调频的通用性开发功能，所提的含多场控功能集成的详细海上风电场DIgSILENT/PowerFactory建模自定义模型框架如图14所示。

图14 所提含多场控功能集成的详细海上风电场DIgSILENT/PF建模自定义模型框架Fig.14 The proposed user-defined model framework for detailed offshore wind farms with integrated multi-field control functions by DIgSILENT/PF

海上风电场一次调频仿真试验波形如图15所示。由图15可见，在频率发生变化时，场站控制系统会做出有功功率指令的调整，搭建的场站模型具有一次调频能力，所建模型适用于实际工程海上风电项目的机组级和场站级控制的并网策略的开发和应用。

图15 海上风电场一次调频仿真波形(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 结束语

本研究利用DIgSILENT/PF自定义功能和DSL语言，开发一种适用于多场控功能集成的DIgSILENT /PF海上风电场建模及实证方法。首先根据实际并网特性给出风电机组和SVG等设备级的通用建模方法，并结合现场故障实测数据及半实物测试数据，给出模型验证方法以及实际海上风电场主拓扑及参数，搭建全功率型海上风电场电气模型；然后提出风电场DIgSILENT /PF场控功能集成模型开发方法，构建了风电场潮流控制、功率控制、调频调压等建模实现方法，同时结合现场AGC/AVC等实测数据，给出所提模型的仿真校验结果。结果表明，所提机组并网特性和场控功能与实际特性相符，模型准确有效，所建模型适用于实际工程海上风电项目的机组级和场站级控制的并网策略的开发和应用。