风电虚拟同步并网发电系统的模型建立方法及终端与流程

1.本发明涉及新能源发电系统控制技术领域，尤其涉及一种风电虚拟同步并网发电系统的模型建立方法及终端。


背景技术：

2.随着可再生能源的大规模并入，高比例风电机组的接入对系统稳定特性的影响已受到广泛关注。传统控制下的风机无法灵活响应系统频率变化，提供惯性支持，风机的友好并网特性可通过虚拟同步机技术实现，用以模拟同步机的惯量、调频、阻尼及调压等多种运行特性，主动为电网提供动态稳定支撑。
3.现有技术中，在建立风机虚拟同步并网发电系统的模型时，为简化模型，通常将虚拟同步风机的虚拟角速度变化近似认为与相邻同步发电机同步，然而植入虚拟同步机技术后的虚拟同步风机，其虚拟功角可变的特性将在小干扰下与相邻同步发电机相互影响，使二者角频率无法完全同步，由此导致基于现有模型进行稳定性理论分析时，精度较低。


技术实现要素：

4.本发明实施例提供了一种风电虚拟同步并网发电系统的模型建立方法及终端，以解决现有风机虚拟同步并网发电系统的模型精度较低的问题。
5.第一方面，本发明实施例提供了一种风电虚拟同步并网发电系统的模型建立方法，包括：
6.根据风电虚拟同步并网发电系统的系统结构，建立系统节点导纳矩阵；
7.根据所述系统节点导纳矩阵，建立功率平衡点方程；
8.对所述功率平衡点方程进行处理，得到所述虚拟同步风机和所述第一同步发电机的耦合系数；
9.基于转子运动方程建立风电虚拟同步并网发电系统的功率平衡关系式；
10.根据所述耦合系数和所述功率平衡关系式，得到所述风电虚拟同步并网发电系统的模型。
11.在一种可能的实现方式中，所述根据所述系统节点导纳矩阵，建立功率平衡点方程，包括：
12.根据所述系统节点导纳矩阵，获得各节点的有功功率和无功功率；
13.根据所述有功功率和所述无功功率，得到功率平衡点方程。
14.在一种可能的实现方式中，所述根据所述系统节点导纳矩阵，获得各节点的有功功率和无功功率，包括：
15.根据计算获得各节点的有功功率和无功功率；
16.其中，pi表示第i节点的有功功率，ui表示第i节点的电压值，y
ii
表示第i节点的自导纳，α
ii
表示第i节点的自阻抗角，uj表示第j节点的电压值，y
ij
表示第i节点与第j节点的互导纳，δ
ij
表示第i节点与第j节点的功角差，α
ij
表示第i节点与第j节点间线路的阻抗角，qi表示第i节点的无功功率。
17.在一种可能的实现方式中，所述根据所述有功功率和所述无功功率，得到功率平衡点方程，包括：
18.分别对第一节点、第二节点和第三节点的有功功率进行线性化处理，得到所述第一节点表示所述第一同步发电机所在节点，所述第二节点表示所述虚拟同步风机所在节点，所述第三节点表示所述第二同步发电机所在节点；
19.其中，δp
e1
表示所述第一同步发电机的有功功率增量，δp
e2
表示所述虚拟同步风机的有功功率增量，δp
e3
表示所述第二同步发电机的有功功率增量，k
p1
表示第一有功系数，k
p2
表示第二有功系数，k
p3
表示第三有功系数，δδ1表示所述第一节点的功角增量，δδ2表示所述第二节点的虚拟功角增量，δδ4表示第四节点的功角增量，所述第四节点表示所述风电虚拟同步并网发电系统中的并网点；
20.分别对第一节点、第二节点和第三节点的无功功率进行线性化处理，得到
[0021][0022]
其中，δq
e1
表示所述第一同步发电机的无功功率增量，δq
e2
表示所述虚拟同步风机的无功功率增量，δq
e3
表示所述第二同步发电机的无功功率增量，k
q1
表示第一无功系数，k
q2
表示第二无功系数，k
q3
表示第三无功系数；
[0023]
根据风电虚拟同步并网发电系统的系统结构，建立第一功率平衡点方程；
[0024]
根据所述有功功率增量和所述无功功率增量，对所述第一功率平衡点方程进行转化，得到最终的功率平衡点方程。
[0025]
在一种可能的实现方式中，所述第一功率平衡点方程，为其中，δp
l
表示有功功率负荷增量，δq
l
表示无功功率负荷增量；
[0026]
所述根据所述有功功率增量和所述无功功率增量，对所述第一功率平衡点方程进行转化，得到最终的功率平衡点方程，包括：
[0027]
根据和对进行转化，得到最终的功率平衡点方程。
[0028]
在一种可能的实现方式中，所述功率平衡点方程为
[0029]
所述对所述功率平衡点方程进行处理，得到所述虚拟同步风机和所述第一同步发电机的耦合系数，包括：
[0030]
对进行消元处理，得到δδ2＝kδδ1；
[0031]
其中，k表示所述耦合系数，
[0032]
在一种可能的实现方式中，在对进行消元处理，得到δδ2＝kδδ1之后，还包括；
[0033]
对所述耦合系数进行化简处理，得到
[0034]
其中，v1表示第一节点的电压值，v2表示第二节点的电压值，x1表示第一电抗，x2表示第二电抗，δ
10
表示第一节点的功角初值，δ
20
表示第二节点的虚拟功角初值，δ
σ
表示功角系数。
[0035]
在一种可能的实现方式中，所述根据所述耦合系数和所述功率平衡关系式，得到所述风电虚拟同步并网发电系统的模型，包括：
[0036]
对所述功率平衡关系式进行线性化处理，得到第一功率平衡关系式；
[0037]
将所述耦合系数带入所述第一功率平衡关系式，得到所述风电虚拟同步并网发电系统的模型。
[0038]
第二方面，本发明实施例提供了一种终端，包括存储器、处理器以及存储在所述存储器中并可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现如上第一方面或第一方面的任一种可能的实现方式所述方法的步骤。
[0039]
第三方面，本发明实施例提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如上第一方面或第一方面的任一种可能的实现方式所述方法的步骤。
[0040]
本发明实施例提供一种风电虚拟同步并网发电系统的模型建立方法及终端，通过根据风电虚拟同步并网发电系统的系统结构，建立系统节点导纳矩阵；根据系统节点导纳矩阵，建立功率平衡点方程；对功率平衡点方程进行处理，得到虚拟同步风机和第一同步发
电机的耦合系数；基于转子运动方程建立风电虚拟同步并网发电系统的功率平衡关系式；根据耦合系数和功率平衡关系式，得到风电虚拟同步并网发电系统的模型，可以得到虚拟同步风机中虚拟功角、虚拟角速度与相邻同步发电机中功角、角速度间的耦合变化关系，以便在系统层面分析风机并网的稳定性，从而实现风机虚拟同步化参数的稳定域计算，进一步提高虚拟同步化风机并网时的稳定性理论分析精度。
附图说明
[0041]
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0042]
图1是本发明实施例提供的风电虚拟同步并网发电系统的仿真拓扑结构图；
[0043]
图2是本发明实施例提供的风电虚拟同步并网发电系统的模型建立方法的实现流程图；
[0044]
图3是本发明实施例提供的虚拟同步风机的虚拟同步化控制框图；
[0045]
图4是本发明实施例提供的基于该风电虚拟同步并网发电系统的模型建立方法的虚拟同步风机和第一同步发电机的等效控制框图；
[0046]
图5是本发明实施例提供的仿真实例中的阻尼比验证时域波形图；
[0047]
图6是本发明实施例提供的仿真实例中的特征模态参数表；
[0048]
图7是本发明实施例提供的风电虚拟同步并网发电系统的模型建立装置的结构示意图；
[0049]
图8是本发明实施例提供的终端的示意图。
具体实施方式
[0050]
以下描述中，为了说明而不是为了限定，提出了诸如特定系统结构、技术之类的具体细节，以便透彻理解本发明实施例。然而，本领域的技术人员应当清楚，在没有这些具体细节的其它实施例中也可以实现本发明。在其它情况中，省略对众所周知的系统、装置、电路以及方法的详细说明，以免不必要的细节妨碍本发明的描述。
[0051]
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图通过具体实施例来进行说明。
[0052]
参考图1，本发明在建立模型时所针对的风电虚拟同步并网发电系统是包含虚拟同步风机、第一同步发电机和第二同步发电机的三机系统。
[0053]
sg1表示第一同步发电机，第一同步发电机所在节点定义为第一节点(v1用于表示第一节点的电压值，δ1用于表示第一同步发电机的功角，也即第一节点的功角)；dfig表示虚拟同步风机，虚拟同步风机所在节点定义为第二节点(v2用于表示第二节点的电压值，δ2用于表示虚拟同步风机的虚拟功角，也即第二节点的虚拟功角)；sg2表示第二同步发电机，第二同步发电机所在节点定义为第三节点(v3用于表示第三节点的电压值，δ3用于表示第二同步发电机的功角，也即第三节点的功角)。
[0054]
其中，第二同步发电机用于模拟无穷大母线，因此，其功角δ3＝0
°
，也就是说，第三
节点为该系统的参考节点。
[0055]
第一同步发电机、虚拟同步风机和第二同步发电机分别经第一电抗x1、第二电抗x2和第三电抗x3接入并网点(point of common coupling,pcc)，经由并网点向电网输送功率。其中，并网点定义为第四节点(v4用于表示第四节点的电压值，δ4用于表示并网点的功角，也即第四节点的功角)，p
e1
用于表示第一同步发电机的有功功率，p
e2
用于表示虚拟同步风机的有功功率，p
e3
用于表示第二同步发电机的恒定输出有功功率，p
l
用于表示电网负荷所需的有功功率。根据图1，可得出该系统的功率平衡关系式为：p
e1
p
e2
＝p
l-p
e3
。
[0056]
图2为本发明实施例提供的风电虚拟同步并网发电系统的模型建立方法的实现流程图，详述如下：
[0057]
步骤201，根据风电虚拟同步并网发电系统的系统结构，建立系统节点导纳矩阵。
[0058]
利用表示该系统的系统节点导纳矩阵；
[0059]
其中，y
11
表示第一节点的自导纳(也就是sg1的自导纳)；y
22
表示第二节点的自导纳(也就是dfig的自导纳)；y
33
表示第三节点的自导纳(也就是，sg2的自导纳)；y
44
表示第四节点的自导纳(也就是pcc节点的自导纳)；y
14
表示第一节点与第四节点之间的互导纳；y
24
表示第二节点与第四节点之间的互导纳；y
34
表示第三节点与第四节点之间的互导纳；y
41
表示第四节点与第一节点之间的互导纳；y
42
表示第四节点与第二节点之间的互导纳；y
43
表示第四节点与第三节点之间的互导纳。
[0060]
步骤202，根据系统节点导纳矩阵，建立功率平衡点方程。
[0061]
可选的，根据系统节点导纳矩阵，建立功率平衡点方程，包括：
[0062]
步骤221，根据系统节点导纳矩阵，获得各节点的有功功率和无功功率；
[0063]
具体地，根据计算获得各节点的有功功率和无功功率；
[0064]
其中，pi表示第i节点的有功功率，ui表示第i节点的电压值，y
ii
表示第i节点的自导纳，α
ii
表示第i节点的自阻抗角，uj表示第j节点的电压值，y
ij
表示第i节点与第j节点的互导纳，δ
ij
表示第i节点与第j节点的功角差，α
ij
表示第i节点与第j节点间线路的阻抗角，qi表示第i节点的无功功率。
[0065]
步骤222，根据有功功率和无功功率，得到功率平衡点方程。
[0066]
步骤222具体包括：
[0067]
步骤2221，分别对第一节点、第二节点和第三节点的有功功率进行线性化处理，得
到
[0068]
第一节点表示第一同步发电机所在节点，第二节点表示虚拟同步风机所在节点，第三节点表示第二同步发电机所在节点；
[0069]
线性化处理的过程是指，将上述有功功率或无功功率展开成泰勒级数，并略去其高阶项，得到相应的有功功率增量或无功功率增量的过程。
[0070]
其中，δp
e1
表示第一同步发电机的有功功率增量(通过对第一节点的有功功率进行线性化处理得到)，δp
e2
表示虚拟同步风机的有功功率增量(通过对第二节点的有功功率进行线性化处理得到)，δp
e3
表示第二同步发电机的有功功率增量(通过对第三节点的有功功率进行线性化处理得到)，k
p1
表示第一有功系数，k
p2
表示第二有功系数，k
p3
表示第三有功系数，δδ1表示第一节点的功角增量(也就是，第一同步发电机的功角增量)，δδ2表示第二节点的虚拟功角增量(也就是，虚拟同步风机的虚拟功角增量)，δδ4表示第四节点的功角增量(也就是，该风电虚拟同步并网发电系统中并网点的功角增量)。
[0071]
更近一步地，第一有功系数可以利用k
p1
＝v
1v4
cos(δ
10-δ
40
)/x1进行表示，第二有功系数可以利用k
p2
＝v
2v4
cos(δ
20-δ
40
)/x2进行表示，第三有功系数可以利用k
p3
＝v
3v4
cos(δ
30-δ
40
)/x3进行表示。
[0072]
其中，v1表示第一节点的电压值，v4表示第四节点的电压值，δ
10
表示第一节点的功角初值，δ
40
表示第四节点的功角初值，x1表示第一电抗；v2表示第二节点的电压值，δ
20
表示第二节点的虚拟功角初值，x2表示第二电抗；v3表示第三节点的电压值，δ
30
表示第三节点的功角初值，x3表示第三电抗。
[0073]
步骤2222，分别对第一节点、第二节点和第三节点的无功功率进行线性化处理，得到
[0074]
其中，δq
e1
表示第一同步发电机的无功功率增量(通过对第一节点的无功功率进行线性化处理得到)，δq
e2
表示虚拟同步风机的无功功率增量(通过对第二节点的无功功率进行线性化处理得到)，δq
e3
表示第二同步发电机的无功功率增量(通过对第三节点的无功功率进行线性化处理得到)，k
q1
表示第一无功系数，k
q2
表示第二无功系数，k
q3
表示第三无功系数；
[0075]
更近一步地，第一无功系数可以利用k
q1
＝v
1v4
sin(δ
10-δ
40
)/x1进行表示，第二无功系数可以利用k
q2
＝v
2v4
sin(δ
20-δ
40
)/x2进行表示，第三无功系数可以利用k
q3
＝v
3v4
sin(δ
30-δ
40
)/x3进行表示。
[0076]
步骤2223，根据风电虚拟同步并网发电系统的系统结构，建立第一功率平衡点方程；
[0077]
根据图1，第一同步发电机、虚拟同步风机和第二同步发电机均与并网点相连接，用于向电网输送功率。
[0078]
由此，可以根据建立第一功率平衡点方程，其中，δp
l
表示电网的有功功率负荷增量，δq
l
表示电网的无功功率负荷增量。
[0079]
步骤2224，根据有功功率增量和无功功率增量，对第一功率平衡点方程进行转化，得到最终的功率平衡点方程。
[0080]
具体地，根据和对进行转化，得到最终的功率平衡点方程：
[0081][0082]
也就是说，将有功功率增量和无功功率增量带入第一功率平衡点方程中，对其进行简化处理，得到最终的功率平衡方程。需要说明的是，电网对外输出的功率值为恒定值，因此，δp
l
＝0，δq
l
＝0。
[0083]
步骤203，对功率平衡点方程进行处理，得到虚拟同步风机和第一同步发电机的耦合系数。
[0084]
具体地，对进行消元处理，得到δδ2＝kδδ1；
[0085]
其中，k表示耦合系数，
[0086]
可选的，在对进行消元处理，得到δδ2＝kδδ1之后，还包括；
[0087]
对耦合系数进行化简处理，得到
[0088]
其中，v1表示第一节点的电压值，v2表示第二节点的电压值，x1表示第一电抗，x2表示第二电抗，δ
10
表示第一节点的功角初值，δ
20
表示第二节点的虚拟功角初值，δ
σ
表示功角系数。
[0089]
具体地，电网实际运行时，各节点的功角差值通常较小，因此，在对耦合系数进行简化处理时，考虑sinδ＝δ，cosδ＝1。
[0090]
由此可得，
[0091]
其中，x∑＝x1x2x3，∑v＝x2x
3v1
x1x
3v2
x1x
3v3
，
[0092][0093]
将上述公式带入耦合系数的计算公式中，对其化简，得到最终的耦合系数计算公式：
[0094]
根据当虚拟同步风机与第一同步发电机的功角间存在耦合关系：δδ2＝kδδ1时，其角速度间也存在相应的耦合关系，即δω2＝kδω1。
[0095]
步骤204，基于转子方程建立风电虚拟同步并网发电系统的功率平衡关系式。
[0096]
参见图3，虚拟同步风机中的虚拟同步控制系统包括频率响应、阻尼控制、虚拟惯量控制、无功调节等环节。输入的角速度偏差和无功功率偏差分别经过有功和无功控制环节得到输出电压的幅值v2和虚拟功角δ2的参考值。
[0097]
其中，ω1表示第一同步发电机的角速度，ω
ref
表示预设的参考角速度，p
ref
表示有功功率的给定值，q
ref
表示无功功率的给定值；p
e2
表示虚拟同步风机的有功功率，q
e2
表示虚拟同步风机的无功功率，kf表示调频系数，kd表示阻尼系数，kq表示无功调节系数，h
vsg
表示虚拟同步风机的虚拟惯量系数，s表示拉氏变换算子，u
ref
表示预设电压值，e表示输出电动势。
[0098]
虚拟同步风机中包含虚拟同步机控制模块，可使其为电网提供惯量与阻尼支持，且具有独立的功角，其模型可表示为：
[0099]
其中，pf表示调频功率，pd表示阻尼功率，可以根据分别计算调频功率和阻尼功率，ω2表示虚拟同步风机的虚拟角速度。
[0100]
第一同步发电机的调速器模型由pi控制器实现，则发电机二阶转子运动方程可表示为：
[0101]
其中，hg表示第一同步发电机的惯量；v表示调速器的输出状态变量(dv/dt＝ω
ref-ω1)；k1表示调速器的比例系数，k2表示调速器的积分系数。
[0102]
采用虚拟同步机模块控制后，虚拟同步风机输出的有功功率不再仅取决于风速，而是与系统频率产生了电气耦合。结合图1所示风电虚拟同步并网发电系统的功率平衡关系(即p
e1
p
e2
＝p
l-p
e3
)，可得：
[0103][0104]
其中，un表示电网负荷接入端的端电压；z表示电网负荷等值电阻；sb表示该系统的基准功率。
[0105]
由于因此风电虚拟同步并网发电系统的稳定性是由第一同步发电机的角速度ω1和功角δ1，虚拟同步发电机的虚拟角速度ω2和虚拟功角δ2共同决定的，也就是说该系统的模型实际上是四阶系统模型。
[0106]
步骤205，根据耦合系数和功率平衡关系式，得到风电虚拟同步并网发电系统的模型。
[0107]
根据耦合系数和功率平衡关系式，得到风电虚拟同步并网发电系统的模型，包括：
[0108]
对功率平衡关系式进行线性化处理，得到第一功率平衡关系式；
[0109]
将耦合系数带入第一功率平衡关系式，得到风电虚拟同步并网发电系统的模型。
[0110]
也就是说，对步骤204得到的功率平衡关系式进行线性化处理，得到第一功率平衡关系式，将δδ2＝kδδ1和δω2＝kδω1带入第一功率平衡关系式中，得到该系统模型：
[0111]
由该模型可知，该风电虚拟同步并网发电系统的等效惯量为hg kh
vsg
，等效阻尼为kf k1 k
d-kdk。在状态变量转化过程中，虽然状态变量δ1和δ2之间表示为k倍关系，但由于耦合系数k与电压、功角、电抗均相关。因此，在该模型中，仍体现了耦合的动态特性，充分保留了原有的计算精度。
[0112]
该模型对应的控制框图可参见图4，根据图4可得系统闭环传递函数为：其中：
[0113]
上述闭环传递函数满足二阶系统的基本形式，根据自动控制原理的二阶系统动态分析理论可得，系统的等效阻尼比为：
[0114]
在参数整定中，根据最优二阶系统理论，通常认为最优阻尼比为0.707，此时系统可获得较快的响应速度和较小的超调量，兼顾快速性与平稳性，具备较好的性能。
[0115]
由于系统运行工况处于随时变化的状态，虚拟同步风机与第一同步放电机的耦合系数k并非定值，为保证系统等效阻尼比处于最优状态下，可根据k动态调整系统中各个控制参数，使系统时刻满足ζ＝0.707。
[0116]
参见图5，为验证本发明的模型建立方法的合理性，设置两种仿真案例，其中case1为虚拟同步风机设定恒定的虚拟惯量，case2中虚拟同步风机的虚拟惯量参数随耦合系数进行变化。经前面推导分析，系统等效阻尼比ζ与第一同步发电机和虚拟同步风机各控制参数均有关，且与二者之间通过功率传递形成的功角耦合也有着密切的联系，在系统工况发生变化时，ζ将随之发生变化，若控制参数恒定，将无法保证系统取得最优阻尼比，若固定除一个以外的其他参数，如case2中所设置的方案，仅变动虚拟同步化风机的虚拟惯量参数，可满足系统取得恒定的最优阻尼比的控制需求。图5所示的两种案例中，除虚拟惯量参数设置有别外，其余参数取值均固定。通过如图5所示的线路传递功率的波动情况可知，相比于case1，case2中功率平稳时间以及超调量等指标上均有所改善，即证明根据本发明所构建的模型推导的系统等效阻尼比在仿真验证中具有适配性。
[0117]
为更直观地验证本发明所提方法的合理性，对case2在仿真进行至第10s时进行模态分析，选取特征模态，参见图6中的特征模态参数表，其阻尼比为0.6926，与前文中理论预设的ζ＝0.707相接近，误差小于2％，可认为通过本发明所构建的模型在仿真系统实际得出阻尼比与预设的阻尼比相符。
[0118]
本发明实施例通过根据风电虚拟同步并网发电系统的系统结构，建立系统节点导纳矩阵；根据系统节点导纳矩阵，建立功率平衡点方程；对功率平衡点方程进行处理，得到虚拟同步风机和第一同步发电机的耦合系数；基于转子运动方程建立风电虚拟同步并网发电系统的功率平衡关系式；根据耦合系数和功率平衡关系式，得到风电虚拟同步并网发电系统的模型，可以得到虚拟同步风机中虚拟功角、虚拟角速度与相邻同步发电机中功角、角速度间的耦合变化关系，以便在系统层面分析风机并网的稳定性，从而实现风机虚拟同步化参数的稳定域计算，进一步提高虚拟同步化风机并网时的稳定性理论分析精度，同时，利用其耦合关系还能实现风电虚拟同步并网发电系统的降阶，便于控制参数整定，有利于使其工作在最优运行状态，提高系统运行稳定性。
[0119]
应理解，上述实施例中各步骤的序号的大小并不意味着执行顺序的先后，各过程的执行顺序应以其功能和内在逻辑确定，而不应对本发明实施例的实施过程构成任何限定。
[0120]
以下为本发明的装置实施例，对于其中未详尽描述的细节，可以参考上述对应的方法实施例。
[0121]
图7示出了本发明实施例提供的风电虚拟同步并网发电系统的模型建立装置的结构示意图，为了便于说明，仅示出了与本发明实施例相关的部分，详述如下：
[0122]
如图7所示，风电虚拟同步并网发电系统的模型建立装置7包括：初始创建模块71、处理模块72和模型构建模块73。
[0123]
初始创建模块71，用于根据风电虚拟同步并网发电系统的系统结构，建立系统节点导纳矩阵。
[0124]
利用表示该系统的系统节点导纳矩阵；
[0125]
其中，y
11
表示第一节点的自导纳(也就是sg1的自导纳)；y
22
表示第二节点的自导纳(也就是dfig的自导纳)；y
33
表示第三节点的自导纳(也就是，sg2的自导纳)；y
44
表示第四节点的自导纳(也就是pcc节点的自导纳)；y
14
表示第一节点与第四节点之间的互导纳；y
24
表示第二节点与第四节点之间的互导纳；y
34
表示第三节点与第四节点之间的互导纳；y
41
表示第四节点与第一节点之间的互导纳；y
42
表示第四节点与第二节点之间的互导纳；y
43
表示第四节点与第三节点之间的互导纳。
[0126]
初始创建模块71，用于根据系统节点导纳矩阵，建立功率平衡点方程。
[0127]
可选的，初始创建模块71，用于根据系统节点导纳矩阵，获得各节点的有功功率和无功功率；
[0128]
具体地，初始创建模块71，用于根据计算获得各节点的有功功率和无功功率；
[0129]
其中，pi表示第i节点的有功功率，ui表示第i节点的电压值，y
ii
表示第i节点的自导纳，α
ii
表示第i节点的自阻抗角，uj表示第j节点的电压值，y
ij
表示第i节点与第j节点的互导纳，δ
ij
表示第i节点与第j节点的功角差，α
ij
表示第i节点与第j节点间线路的阻抗角，qi表示第i节点的无功功率。
[0130]
初始创建模块71，用于根据有功功率和无功功率，得到功率平衡点方程。
[0131]
具体包括：
[0132]
初始创建模块71，用于分别对第一节点、第二节点和第三节点的有功功率进行线性化处理，得到
[0133]
其中，δp
e1
表示第一同步发电机的有功功率增量(通过对第一节点的有功功率进行线性化处理得到)，δp
e2
表示虚拟同步风机的有功功率增量(通过对第二节点的有功功率进行线性化处理得到)，δp
e3
表示第二同步发电机的有功功率增量(通过对第三节点的有功功率进行线性化处理得到)，k
p1
表示第一有功系数，k
p2
表示第二有功系数，k
p3
表示第三有功系数，δδ1表示第一节点的功角增量(也就是，第一同步发电机的功角增量)，δδ2表示第二节点的虚拟功角增量(也就是，虚拟同步风机的虚拟功角增量)，δδ4表示第四节点的功角增量(也就是，该风电虚拟同步并网发电系统中并网点的功角增量)。
[0134]
更近一步地，第一有功系数可以利用k
p1
＝v
1v4
cos(δ
10-δ
40
)/x1进行表示，第二有功系数可以利用k
p2
＝v
2v4
cos(δ
20-δ
40
)/x2进行表示，第三有功系数可以利用k
p3
＝v
3v4
cos(δ
30-δ
40
)/x3进行表示。
[0135]
其中，v1表示第一节点的电压值，v4表示第四节点的电压值，δ
10
表示第一节点的功角初值，δ
40
表示第四节点的功角初值，x1表示第一电抗；v2表示第二节点的电压值，δ
20
表示第二节点的虚拟功角初值，x2表示第二电抗；v3表示第三节点的电压值，δ
30
表示第三节点的功角初值，x3表示第三电抗。
[0136]
初始创建模块71，用于分别对第一节点、第二节点和第三节点的无功功率进行线性化处理，得到
[0137]
其中，δq
e1
表示第一同步发电机的无功功率增量(通过对第一节点的无功功率进行线性化处理得到)，δq
e2
表示虚拟同步风机的无功功率增量(通过对第二节点的无功功率进行线性化处理得到)，δq
e3
表示第二同步发电机的无功功率增量(通过对第三节点的无功
功率进行线性化处理得到)，k
q1
表示第一无功系数，k
q2
表示第二无功系数，k
q3
表示第三无功系数；
[0138]
更近一步地，第一无功系数可以利用k
q1
＝v
1v4
sin(δ
10-δ
40
)/x1进行表示，第二无功系数可以利用k
q2
＝v
2v4
sin(δ
20-δ
40
)/x2进行表示，第三无功系数可以利用k
q3
＝v
3v4
sin(δ
30-δ
40
)/x3进行表示。
[0139]
初始创建模块71，用于根据风电虚拟同步并网发电系统的系统结构，建立第一功率平衡点方程；
[0140]
具体地，初始创建模块71，用于根据建立第一功率平衡点方程，其中，δp
l
表示电网的有功功率负荷增量，δq
l
表示电网的无功功率负荷增量。
[0141]
初始创建模块71，用于根据有功功率增量和无功功率增量，对第一功率平衡点方程进行转化，得到最终的功率平衡点方程。
[0142]
具体地，初始创建模块71，用于根据和对进行转化，得到最终的功率平衡点方程：
[0143]
处理模块72，用于对功率平衡点方程进行处理，得到虚拟同步风机和第一同步发电机的耦合系数。
[0144]
具体地，处理模块72，用于对进行消元处理，得到δδ2＝kδδ1；
[0145]
其中，k表示耦合系数，
[0146]
可选的，处理模块72在对进行消元处理，得到δδ2＝kδδ1之后，还用于；
[0147]
对耦合系数进行化简处理，得到
[0148]
其中，v1表示第一节点的电压值，v2表示第二节点的电压值，x1表示第一电抗，x2表示第二电抗，δ
10
表示第一节点的功角初值，δ
20
表示第二节点的虚拟功角初值，δ
σ
表示功角系数。
[0149]
具体地，电网实际运行时，各节点的功角差值通常较小，因此，在对耦合系数进行简化处理时，考虑sinδ＝δ，cosδ＝1。
[0150]
由此，
[0151]
其中，x∑＝x1x2x3，∑v＝x2x
3v1
x1x
3v2
x1x
3v3
，
[0152][0153]
处理模块72，用于将上述公式带入耦合系数的计算公式中，对其化简，得到最终的耦合系数计算公式：
[0154]
根据当虚拟同步风机与第一同步发电机的功角间存在耦合关系：δδ2＝kδδ1时，其角速度间也存在相应的耦合关系，即δω2＝kδω1。
[0155]
处理模块72，用于基于转子方程建立风电虚拟同步并网发电系统的功率平衡关系式。
[0156]
参见图3，虚拟同步风机中的虚拟同步控制系统包括频率响应、阻尼控制、虚拟惯量控制、无功调节等环节。输入的角速度偏差和无功功率偏差分别经过有功和无功控制环节得到输出电压的幅值v2和虚拟功角δ2的参考值。
[0157]
其中，ω1表示第一同步发电机的角速度，ω
ref
表示预设的参考角速度，p
ref
表示有功功率的给定值，q
ref
表示无功功率的给定值；p
e2
表示虚拟同步风机的有功功率，q
e2
表示虚拟同步风机的无功功率，kf表示调频系数，kd表示阻尼系数，kq表示无功调节系数，h
vsg
表示虚拟同步风机的虚拟惯量系数，s表示拉氏变换算子，u
ref
表示预设电压值，e表示输出电动势。
[0158]
虚拟同步风机中包含虚拟同步机控制模块，可使其为电网提供惯量与阻尼支持，且具有独立的功角，其模型可表示为：
[0159]
其中，pf表示调频功率，pd表示阻尼功率，可以根据分别计算调频功率和阻尼功率，ω2表示虚拟同步风机的虚拟角速度。
[0160]
第一同步发电机的调速器模型由pi控制器实现，则发电机二阶转子运动方程可表示为：
[0161]
其中，hg表示第一同步发电机的惯量；v表示调速器的输出状态变量(dv/dt＝ω
ref-ω1)；k1表示调速器的比例系数，k2表示调速器的积分系数。
[0162]
采用虚拟同步机模块控制后，虚拟同步风机输出的有功功率不再仅取决于风速，
而是与系统频率产生了电气耦合。结合图1所示风电虚拟同步并网发电系统的功率平衡关系(即p
e1
p
e2
＝p
l-p
e3
)，可得：
[0163][0164]
其中，un表示电网负荷接入端的端电压；z表示电网负荷等值电阻；sb表示该系统的基准功率。由于因此风电虚拟同步并网发电系统的稳定性是由第一同步发电机的角速度ω1和功角δ1，虚拟同步发电机的虚拟角速度ω2和虚拟功角δ2共同决定的，也就是说该系统的模型实际上是四阶系统模型。
[0165]
模型构建模块73，用于根据耦合系数和功率平衡关系式，得到风电虚拟同步并网发电系统的模型，具体包括：
[0166]
模型构建模块73，用于对功率平衡关系式进行线性化处理，得到第一功率平衡关系式；
[0167]
模型构建模块73，用于将耦合系数带入第一功率平衡关系式，得到风电虚拟同步并网发电系统的模型。
[0168]
也就是说，对处理模块72得到的功率平衡关系式进行线性化处理，得到第一功率平衡关系式，模型构建模块73，用于将δδ2＝kδδ1和δω2＝kδω1带入第一功率平衡关系式中，得到该系统模型：
[0169]
本发明实施例通过初始创建模块71，用于根据风电虚拟同步并网发电系统的系统结构，建立系统节点导纳矩阵；初始创建模块71，用于根据系统节点导纳矩阵，建立功率平衡点方程；处理模块72，用于对功率平衡点方程进行处理，得到虚拟同步风机和第一同步发电机的耦合系数；处理模块72，用于基于转子运动方程建立风电虚拟同步并网发电系统的功率平衡关系式；模型构建模块73，用于根据耦合系数和功率平衡关系式，得到风电虚拟同步并网发电系统的模型，可以得到虚拟同步风机中虚拟功角、虚拟角速度与相邻同步发电机中功角、角速度间的耦合变化关系，以便在系统层面分析风机并网的稳定性，从而实现风机虚拟同步化参数的稳定域计算，进一步提高虚拟同步化风机并网时的稳定性理论分析精度，同时，利用其耦合关系还能实现风电虚拟同步并网发电系统的降阶，便于控制参数整定，有利于使其工作在最优运行状态，提高系统运行稳定性。
[0170]
图8是本发明实施例提供的终端的示意图。如图8所示，该实施例的终端8包括：处理器80、存储器81以及存储在所述存储器81中并可在所述处理器80上运行的计算机程序82。所述处理器80执行所述计算机程序82时实现上述各个风电虚拟同步并网发电系统的模型建立方法实施例中的步骤，例如图2所示的步骤201至步骤205。或者，所述处理器80执行所述计算机程序82时实现上述各装置实施例中各模块/单元的功能，例如图7所示模块/单元71至73的功能。
[0171]
示例性的，所述计算机程序82可以被分割成一个或多个模块/单元，所述一个或者多个模块/单元被存储在所述存储器81中，并由所述处理器80执行，以完成本发明。所述一个或多个模块/单元可以是能够完成特定功能的一系列计算机程序指令段，该指令段用于描述所述计算机程序82在所述终端8中的执行过程。例如，所述计算机程序82可以被分割成
图7所示的模块/单元71至73。
[0172]
所述终端8可以是桌上型计算机、笔记本、掌上电脑及云端服务器等计算设备。所述终端8可包括，但不仅限于，处理器80、存储器81。本领域技术人员可以理解，图8仅仅是终端8的示例，并不构成对终端8的限定，可以包括比图示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件，例如所述终端还可以包括输入输出设备、网络接入设备、总线等。
[0173]
所称处理器80可以是中央处理单元(central processing unit，cpu)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(digital signal processor，dsp)、专用集成电路(application specific integrated circuit，asic)、现场可编程门阵列(field-programmable gate array，fpga)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。
[0174]
所述存储器81可以是所述终端8的内部存储单元，例如终端8的硬盘或内存。所述存储器81也可以是所述终端8的外部存储设备，例如所述终端8上配备的插接式硬盘，智能存储卡(smart media card，smc)，安全数字(secure digital，sd)卡，闪存卡(flash card)等。进一步地，所述存储器81还可以既包括所述终端8的内部存储单元也包括外部存储设备。所述存储器81用于存储所述计算机程序以及所述终端所需的其他程序和数据。所述存储器81还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的数据。
[0175]
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，仅以上述各功能单元、模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能单元、模块完成，即将所述装置的内部结构划分成不同的功能单元或模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。实施例中的各功能单元、模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中，上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。另外，各功能单元、模块的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本技术的保护范围。上述系统中单元、模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
[0176]
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述或记载的部分，可以参见其它实施例的相关描述。
[0177]
本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、或者计算机软件和电子硬件的结合来实现。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
[0178]
在本发明所提供的实施例中，应该理解到，所揭露的装置/终端和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置/终端实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块或单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通讯连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通讯连接，可以是电性，机械或其它的形式。
[0179]
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显
示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
[0180]
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
[0181]
所述集成的模块/单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明实现上述实施例方法中的全部或部分流程，也可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一计算机可读存储介质中，该计算机程序在被处理器执行时，可实现上述各个风电虚拟同步并网发电系统的模型建立方法实施例的步骤。其中，所述计算机程序包括计算机程序代码，所述计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读介质可以包括：能够携带所述计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、u盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器、只读存储器(read-only memory，rom)、随机存取存储器(random access memory，ram)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质等。需要说明的是，所述计算机可读介质包含的内容可以根据司法管辖区内立法和专利实践的要求进行适当的增减，例如在某些司法管辖区，根据立法和专利实践，计算机可读介质不包括是电载波信号和电信信号。
[0182]
以上所述实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围，均应包含在本发明的保护范围之内。