本發(fā)明涉及新能源場站的實用化單機等值方法，屬于電力系統(tǒng)仿真建模
技術領域：
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背景技術：
：隨著以光伏電站和風電場為代表的新能源場站并網規(guī)模的不斷增加，正確評估其對電力系統(tǒng)的影響日益重要。然而，一個大型風電場和光伏電站往往包含幾十臺甚至上百臺機組，如果對每臺機組都單獨建模，則會大大增加電力系統(tǒng)仿真模型的復雜度和仿真計算時間。因此，新能源場站的實用化等值建模工作的研究日益重要和迫切。目前新能源場站的等值方法可以分為單機等值和多機等值兩類。多機等值基于傳統(tǒng)的發(fā)電機“同調”思想，通常以能夠表征機組運行狀態(tài)的特征量為分群指標，將具有相似或相同運行點的機組聚合成一臺等值機。這類方法雖然可以達到較高的等值精度，但由于涉及機組分群和集電網絡在不同等值機間的分攤等復雜環(huán)節(jié)，工程實用性較差。單機等值方法無需對新能源場站內的機組分群，將整個場站等值為一臺機組。這種方法計算簡單，但無法表征場站內各機組動態(tài)行為的差異，當機組間的運行工況差異較大時，會導致較大的等值誤差。若追求更高的等值精度需要配合較為復雜的智能優(yōu)化算法優(yōu)化新能源機組的一組或多組主導參數，使等值模型的動態(tài)響應和詳細場站的盡可能地接近。盡管這種采用智能優(yōu)化方法的等值精度較高，但由于風能和太陽能的隨機性和間歇性，新能源場站的運行工況復雜多變，很難匹配到任一工況下的最優(yōu)等值參數。而且由于涉及復雜的優(yōu)化算法，計算量較大，無法實時在線計算。因此此類方法難以應用于工程實際。技術實現要素：本發(fā)明是為了解決新能源場站傳統(tǒng)單機等值方法計算量和精度無法兼顧的問題?，F提供新能源場站的實用化單機等值方法。新能源場站實用化單機等值方法，所述方法包括以下步驟：步驟一、將新能源場站內所有新能源機組等值為一臺機組，獲得單機等值系統(tǒng)，運行單機等值系統(tǒng)至t0時刻，t0表示新能源場站并網點處發(fā)生三相短路故障的時刻；步驟二、單機等值系統(tǒng)從t0時刻繼續(xù)運行至tc時刻，tc表示故障清除時刻，在t0時刻至tc時刻運行過程中，將單機等值系統(tǒng)中等值機機端電壓的標幺值ueq(t)帶入到新能源場站在故障期間有功功率的解析表達式：用新能源場站在故障期間的有功功率替換單機等值系統(tǒng)有功功率控制通道在t0～tc時間段內相應時刻有功功率的參考值從而消除新能源場站單機等值模型在故障期間的等值誤差，式中，p、u、i分別代表有功功率、電壓和電流；t是當前仿真運行時間；下標“eq”代表新能源場站的單機等值模型；上標“ref”代表參考值；下標“normal”代表正常工作狀態(tài)；下標“i”代表新能源機組的編號；代表新能源場站單機等值模型有功功率控制通道在t0～tc時間段內有功功率的參考值；pnormal_i和unormal_i分別為機組i在正常工作狀態(tài)時的有功功率和電壓；imax_i為最大電流，kq為常數；步驟三、單機等值系統(tǒng)從tc時刻繼續(xù)運行，將運行過程中單機等值系統(tǒng)中等值機機端電壓的標幺值ueq(t)帶入到新能源場站在故障清除后的有功功率動態(tài)行為的解析表達式：用新能源場站在故障清除后的有功功率替換單機等值系統(tǒng)有功功率控制通道在故障清除后的有功功率參考值從而消除新能源場站單機等值模型在故障清除后的等值誤差，式中，ki是新能源場站內第i臺機組故障清除后的有功恢復速率，ti是第i臺新能源機組到達穩(wěn)態(tài)的時刻。優(yōu)選地，步驟三還包括：將所有新能源機組按照各自穩(wěn)態(tài)有功功率的大小進行升序排列p1≤p2≤…≤pn，得到故障清除后所有機組達到各自穩(wěn)態(tài)時刻的排序t1≤t2≤…≤tn。本發(fā)明的有益效果：推導出了新能源場站故障穿越(faultride-through,frt)全過程有功動態(tài)行為的解析表達式，將傳統(tǒng)單機等值模型的有功功率曲線與詳細新能源場站模型的有功功率暫態(tài)響應曲線進行比較，探明了傳統(tǒng)單機等值模型的誤差來源于兩個方面，分別為故障期間穩(wěn)態(tài)功率的差異和故障清除后功率恢復速率的差異，分別根據新能源場站在故障期間的有功功率和新能源場站在故障清除后的有功功率的解析表達式計算出的值替換單機等值系統(tǒng)有功功率控制通道在t0～tc時間段內相應時刻有功功率的參考值和單機等值系統(tǒng)有功功率控制通道在故障清除后tc～tn時間段內相應時刻的有功功率參考值，形成了新的單機等值方法，有效地消除了等值誤差。該方法計算簡單方便，物理含義明晰，所需參數少，與現有等值方式相比等值效果好，便于工程技術人員掌握。附圖說明圖1為本申請所述的新能源場站實用化單機等值方法的流程圖；圖2為由兩機風電場組成的新能源場站詳細模型和傳統(tǒng)單機等值模型的故障響應仿真結果圖；圖3為本申請所述的新能源場站實用化單機等值方法的原理示意圖，曲線1表示傳統(tǒng)單機等值模型的故障響應曲線，曲線2表示詳細模型的故障響應曲線；圖4為某33*1.5mw的雙饋型風電場的示意圖；圖5為某33*1.5mw雙饋型風電場的單機等值仿真系統(tǒng)；圖6為某33*1.5mw雙饋型風電場各機組在某一時間斷面測量得到的實際風速數據；圖7為詳細雙饋型風電場模型、傳統(tǒng)單機等值模型及本申請?zhí)岢龅男履茉磮稣镜膶嵱没瘑螜C等值模型的故障穿越全過程的暫態(tài)響應對比圖，圖7(1)為有功功率對比圖，圖7(2)為無功功率對比圖，圖7(3)為電壓對比圖，圖7(4)為電流對比圖；圖8為某33*1.5mw的永磁直驅型風電場的示意圖；圖9為某33*1.5mw永磁直驅型風電場的單機等值仿真系統(tǒng)；圖10為某33*1.5mw永磁直驅型風電場各機組在某一時間斷面測量得到的實際風速數據；圖11為詳細永磁直驅型風電場模型、傳統(tǒng)單機等值模型及本申請?zhí)岢龅男履茉磮稣镜膶嵱没瘑螜C等值模型的故障穿越全過程的暫態(tài)響應對比圖，圖11(1)為有功功率對比圖，圖11(2)為無功功率對比圖，圖11(3)為電壓對比圖，圖11(4)為電流對比圖；圖12為某30mw光伏電站的示意圖；圖13為某30mw光伏電站的單機等值仿真系統(tǒng)；圖14為某30mw光伏電站各陣列在某一時間斷面測量得到的實際光強數據；圖15為詳細光伏電站模型、傳統(tǒng)單機等值模型及本申請?zhí)岢龅男履茉磮稣镜膶嵱没瘑螜C等值模型的故障穿越全過程的暫態(tài)響應對比，圖15(1)為有功功率對比圖，圖15(2)為無功功率對比圖，圖15(3)為電壓對比圖，圖15(4)為電流對比圖。具體實施方式新能源場站實用化單機等值方法，所述方法包括以下步驟：步驟一、將新能源場站內所有新能源機組等值為一臺機組，獲得單機等值系統(tǒng)，運行單機等值系統(tǒng)至t0時刻，t0表示新能源場站并網點處發(fā)生三相短路故障的時刻；步驟二、單機等值系統(tǒng)從t0時刻繼續(xù)運行至tc時刻，tc表示故障清除時刻，在t0時刻至tc時刻運行過程中，將單機等值系統(tǒng)中等值機機端電壓的標幺值ueq(t)帶入到新能源場站在故障期間有功功率的解析表達式：用新能源場站在故障期間的有功功率替換單機等值系統(tǒng)有功功率控制通道在t0～tc時間段內相應時刻有功功率的參考值從而消除新能源場站單機等值模型在故障期間的等值誤差，式中，p、u、i分別代表有功功率、電壓和電流；t是當前仿真運行時間；下標“eq”代表新能源場站的單機等值模型；上標“ref”代表參考值；下標“normal”代表正常工作狀態(tài)；下標“i”代表新能源機組的編號；代表新能源場站單機等值模型有功功率控制通道在t0～tc時間段內有功功率的參考值；pnormal_i和unormal_i分別為機組i在正常工作狀態(tài)時的有功功率和電壓；imax_i為最大電流，kq為常數；步驟三、單機等值系統(tǒng)從tc時刻繼續(xù)運行，將運行過程中單機等值系統(tǒng)中等值機機端電壓的標幺值ueq(t)帶入到新能源場站在故障清除后的有功功率動態(tài)行為的解析表達式：用新能源場站在故障清除后的有功功率替換單機等值系統(tǒng)有功功率控制通道在故障清除后的有功功率參考值從而消除新能源場站單機等值模型在故障清除后的等值誤差，式中，ki是新能源場站內第i臺機組故障清除后的有功恢復速率，ti是第i臺新能源機組到達穩(wěn)態(tài)的時刻；步驟四、依據步驟一至步驟三的步驟實現單機等值系統(tǒng)在整個故障穿越過程中的有功功率校正，消除了新能源場站單機等值模型在整個故障穿越期間的等值誤差，從而得到了能夠詳細模擬新能源場站故障穿越暫態(tài)行為的實用化單機等值模型。本實施方式的效果為：能源場站內所有新能源機組等值為一臺機組，獲得單機等值系統(tǒng)，運行單機等值系統(tǒng)至故障發(fā)生時刻(t0)；然后，用新能源場站內每臺新能源機組在正常工作狀態(tài)時的有功功率pnormal_i、新能源場站內每臺新能源機組在正常工作狀態(tài)時的電壓unormal_i和運行到每段時刻時得到的單機等值系統(tǒng)中等值新能源場站出口電壓的標幺值ueq(t)，獲得新能源場站在故障期間的有功功率(即圖2中詳細模型階段1的有功功率)，用該有功功率替換單機等值系統(tǒng)有功功率控制通道在t0～tc時間段內相應時刻有功功率的參考值并運行單機等值系統(tǒng)至故障清除時刻(tc)；單機等值系統(tǒng)從tc時刻繼續(xù)運行，得到所有機組達到穩(wěn)態(tài)時刻的排序，將運行過程中單機等值系統(tǒng)中等值新能源場站出口電壓的標幺值ueq(t)帶入到新能源場站在故障清除后的有功功率動態(tài)行為的解析表達式，用新能源場站在故障清除后的有功功率(即圖2中詳細模型階段2的有功功率)替換單機等值系統(tǒng)有功功率控制通道在故障清除后的有功功率參考值繼續(xù)運行單機等值系統(tǒng)直至系統(tǒng)進入穩(wěn)態(tài)的時刻(tn)，從而得到校正后的單機等值模型。本申請?zhí)岢龅男履茉磮稣镜膶嵱没瘑螜C等值方法克服了傳統(tǒng)單機等值模型計算量和等值精度無法兼顧的問題。本申請的方法計算簡單方便，物理含義明晰，所需參數少，等值精度高，便于工程技術人員掌握。1.傳統(tǒng)單機等值的誤差來源與機理分析以兩臺串聯(lián)的風電機組組成的新能源場站(機組相距500m，機組1和2的風速分別為7m/s和13m/s)為例，假設風電場并網點發(fā)生三相接地故障，并網點電壓在t0時刻跌落至約0.3p.u.，tc時刻故障清除，機組1、機組2以及風電場出口處和其傳統(tǒng)單機等值模型的故障響應如圖2所示，圖2中，階段1表示新能源場站在故障期間的有功功率響應曲線，階段2表示新能源場站在故障清除后的有功功率響應曲線。由圖2可知，故障開始后，機組1和機組2很快達到了故障期間各自的穩(wěn)態(tài)值p1(tf)和p2(tf)。詳細風電場和傳統(tǒng)單機等值模型也很快達到了各自的穩(wěn)態(tài)值pcom(tf)和peq(tf)，但pcom(tf)≠peq(tf)。故障清除后，機組1和機組2分別從各自的初始值p1(tc)(＝p1(tf))和p2(tc)(＝p2(tf))于t1和t2時刻到達各自故障前的穩(wěn)態(tài)值，并依次將整個風電場的恢復行為分為兩個階段。階段1：機組1和機組2分別從各自的起始功率p1(tc)和p2(tc)以速率k1和k2恢復；階段2：機組1已經到達自己的穩(wěn)態(tài)功率，但是機組2的有功功率仍在持續(xù)增長。因此，第一段恢復過程，等值模型和詳細風電場的誤差來源于二者起始恢復功率(即故障期間的穩(wěn)態(tài)功率)的差異。第二段恢復過程，等值模型和詳細風電場的誤差來源于二者恢復速率的差異，等值模型無法表征詳細風電場在t1時刻恢復速率的變化。所以，傳統(tǒng)單機等值模型和詳細風電場模型的誤差可以歸結為兩個方面：故障期間功率穩(wěn)態(tài)值的偏差和故障恢復期間功率恢復速率的偏差。2提出的改進的單機等值方法2.1基本原理根據上述對傳統(tǒng)單機模型等值誤差根源和機理的解析，本發(fā)明提出了基于故障穿越(frt)全過程有功動態(tài)行為校正的新能源場站實用化單機等值方法，原理如圖3所示。步驟二中的新能源場站在故障期間有功功率的解析表達式和步驟三中的新能源場站在故障清除后的有功功率動態(tài)行為的解析表達式均為本發(fā)明推導出來的公式。優(yōu)選地實施方式：步驟三還包括：將所有新能源機組按照各自穩(wěn)態(tài)有功功率的大小進行升序排列p1≤p2≤…≤pn，得到故障清除后所有機組達到各自穩(wěn)態(tài)時刻的排序t1≤t2≤…≤tn。本實施方式的效果為：所有機組故障清除后進入的穩(wěn)態(tài)時刻的排序根據機組的穩(wěn)態(tài)有功功率的大小進行升序排列獲得。實施例：新能源場站實用化單機等值方法，以風電場為例，所述方法包括以下步驟：步驟一、將風電場內所有風電機組等值為一臺機組，獲得單機等值系統(tǒng)，運行單機等值系統(tǒng)至t0時刻，t0表示風電場并網點處發(fā)生三相短路故障的時刻；步驟二、故障期間穩(wěn)態(tài)有功功率的校正：單機等值系統(tǒng)從t0時刻繼續(xù)運行至tc時刻，t0時刻至tc時刻為故障期間，在此期間要根據詳細風電場故障期間的穩(wěn)態(tài)有功功率校正單機等值系統(tǒng)有功功率控制通道在t0～tc時間段內相應時刻有功功率的參考值：詳細風電場故障期間的穩(wěn)態(tài)有功功率為：式中，p是有功功率；n為風電場內風電機組的數量，i為風電機組按照其穩(wěn)態(tài)有功功率的大小升序排列的標號；下標“com”代表整個風電場；t是當前仿真運行時間；t0是故障發(fā)生時刻；tc是故障清除時刻。根據風電機組的運行原理，各機組故障期間的有功功率pi(t)，由并網標準要求的無功支撐數值、功率優(yōu)先函數(本申請采取無功優(yōu)先控制)以及機組故障前的穩(wěn)態(tài)有功功率和機端電壓的跌落程度共同決定：式中，ui和ip_i分別為風機i的電壓和有功電流；pnormal_i和unormal_i分別為風機i在正常工作狀態(tài)時的有功和電壓；imax_i為最大電流；iq_i為風機i的無功電流：iq_i(t)＝kq·(0.9-ui(t)),0.2p.u.≤ui(t)≤0.9p.u.(1-3)式中，kq為常數，由并網標準決定。那么，含有n臺機組的風電場在故障期間的穩(wěn)態(tài)有功功率可表示為：當單機等值系統(tǒng)有功功率控制通道在t0～tc時間段內相應時刻有功功率的參考值被公式(1-4)更新后，其在故障期間的穩(wěn)態(tài)有功功率即可和詳細風電場的完全一致；步驟三、故障清除后有功恢復速率的校正：當單機等值系統(tǒng)有功功率控制通道在t0～tc時間段內相應時刻有功功率的參考值被式(1-4)校正后，故障清除后單機等值系統(tǒng)的起始恢復功率即可和詳細風電場的起始恢復功率相同，第一段恢復過程(tc～t1)的等值誤差即可被自動消除。那么，故障恢復過程的等值誤差即全部由階段2恢復速率的不匹配導致。如果單機等值模型在階段2的恢復速率被連續(xù)校正為詳細風電場的恢復速率，階段2的等值誤差就可以被消除，含有n臺機組的風電場在故障清除后的功率恢復行為可表示為：式中，ti是第i臺風電機組到達穩(wěn)態(tài)的時刻。由式(1-5)可知，校正后的單機等值模型的有功功率在tc～t1時間段按照速率恢復；在t1～t2時間段按照速率恢復；在t2～t3時間段按照速率恢復；依次類推，直至tn時刻按照速率kn恢復至風電場的穩(wěn)態(tài)出力。即當風電場單機等值模型有功功率的參考值在故障恢復期間(tc～tn)被(1-5)連續(xù)更新后，其在故障恢復期間的有功功率動態(tài)行為即可和詳細風電場的完全一致。本申請?zhí)岢龅男履茉磮稣镜膯螜C等值方法包含兩個方面，分別是式(1-4)所示的故障期間的穩(wěn)態(tài)功率校正策略和式(1-5)所示的故障清除后功率恢復速率校正策略，需要的參量為：每臺風電機組的pnormal_i,unormal_i，imax_i及故障期間每臺機組的電壓ui(t)和故障清除后的有功恢復速率ki。其中，pnormal_i可以根據機組感受到的風速和機組的功率特性曲線獲得；每臺風電機組的穩(wěn)態(tài)電壓unormal_i可由簡單的穩(wěn)態(tài)潮流計算得到；imax_i和ki不隨風速場景和仿真過程的變化而變化，可由機組的參數手冊得到。風電場等值的目的是：利用風電場內各風電機組和集電網絡的穩(wěn)態(tài)物理參數，建立一個能夠準確模擬詳細風電場動態(tài)響應特性的等值模型，從而在含大規(guī)模風電場的電網仿真分析中不必再依賴每臺機組frt過程中的電壓和電流參量。因此，唯一不可獲取的參數是各臺機組在故障期間的實時電壓ui(t)。實際新能源場站的集電線路一般聯(lián)結10臺左右的機組，機組之間的距離一般為幾百米，所以每臺機組的電壓差異較小。因此，故障期間，每臺機組的電壓ui可以由單機等值系統(tǒng)中等值新能源場站出口電壓的標幺值ueq(t)替代。利用ueq替代ui，產生的偏差分析如下：1)采用ueq替代ui后，式(1-4)可更新為：比較式(1-4)和式(1-6)可知：a)當ueq(t)<0.2p.u.時，ueq替代ui所引起的偏差為零。b)當0.2p.u.≤ueq(t)≤0.9p.u時，ueq替代ui所引起的偏差可表示為:c)當ueq(t)>0.9p.u.時，ueq替代ui所引起的偏差可表示為:由于ui和ueq非常接近，因此ueq替代ui引起的故障期間功率和故障清除后起始恢復功率的偏差在實際應用中可以忽略。2)采用ueq替代ui后，式(1-5)可更新為：由式(1-9)可以看出，采用ueq替代ui，功率的恢復速率仍和替代前一樣，不會引起恢復速率的附加偏差。另外，假設機組按照其穩(wěn)態(tài)功率的大小升序排列，當第i臺機組到達穩(wěn)態(tài)功率時(t1)，由于ueq替代ui引起的第i臺風電機組的起始恢復功率偏差自動被消除，即t>ti之后，自動從式(1-9)中消失，取而代之的是pnormal_i。直至消除掉所有風電機組由于采用ueq替代ui所引起的起始恢復功率偏差。因此，在整個恢復過程中，采用ueq替代ui所引起的附加偏差較小，且呈現逐漸縮減的趨勢。綜上可知，為提升本發(fā)明等值方法的實用性，建議采用ueq替代ui，計算故障期間的功率和故障清除后的恢復速率，即分別采用公式(1-6)和公式(1-9)替代(1-4)和(1-5)。本申請?zhí)岢龅男履茉磮稣镜膶嵱没瘑螜C等值方法計算簡單方便，物理含義明晰，所需參數少，等值精度高，便于工程技術人員掌握。效果驗證：1、以圖4所示的某雙饋型風電場為例，該風電場共有33臺1.5mw的雙饋型風電機組組成，n＝33。各集電網絡的長度也已標注在圖4中。該風電場的主要參數如表1所示，單機等值仿真系統(tǒng)如圖5所示，圖5中等值集電網絡、等值變壓器和等值風電機組組成了等值新能源場站，圖5中的等值新能源場站出口電壓的標幺值ueq(t)則為單機等值系統(tǒng)中等值新能源場站出口電壓的標幺值ueq(t)。表1雙饋型風電場的主要參數圖6為風電場內各臺機組在某一時間斷面測量得到的實際風速數據。在該組風速場景下，風電場并網點處發(fā)生三相短路故障，故障開始于70s，清除于70.1s，電壓跌落至0.3p.u.時，傳統(tǒng)單機等值模型和本發(fā)明提出的新能源場站的實用化單機等值模型及詳細雙饋型風電場模型的故障穿越全過程的暫態(tài)響應對比如圖7所示。由圖7可知，本發(fā)明提出的新能源實用化單機等值方法可以明顯提高雙饋型風電場傳統(tǒng)單機模型的等值精度，風電場出口處的有功功率、無功功率、電壓和電流的動態(tài)行為的跟蹤效果均較好。2、將新能源場站實用化單機等值方法應用于永磁直驅型風電場以如圖8所示的某永磁直驅型風電場為例，該風電場共有33臺1.5mw的永磁直驅型風電機組組成，n＝33。各集電網絡的長度也已標注在圖8中。該風電場內風電機組的主要參數如表2所示，其單機等值仿真系統(tǒng)如圖9所示，圖9中等值集電線路、等值變壓器組和等值風電機組組成了等值新能源場站，圖9中的等值新能源場站出口電壓的標幺值ueq(t)則為單機等值系統(tǒng)中等值新能源場站出口電壓的標幺值ueq(t)。表2永磁直驅型風電機組的主要參數圖10為該風電場內各臺機組在某一時間斷面測量得到的實際風速數據。在該組風速場景下，風電場并網點處發(fā)生三相短路故障，故障開始于2s，清除于2.15s，電壓跌落至0.0p.u.時，傳統(tǒng)單機等值模型和本發(fā)明提出的新能源場站的實用化單機等值模型及詳細永磁直驅型風電場模型的故障穿越全過程的暫態(tài)響應對比如圖11所示。由圖11可知，本發(fā)明提出的新能源實用化單機等值方法可以明顯提高永磁直驅型風電場傳統(tǒng)單機模型的等值精度，風電場出口處的有功功率、無功功率、電壓和電流的動態(tài)行為的跟蹤效果均較好。3、將新能源場站實用化單機等值方法應用于光伏電站選取如圖12所示的某光伏電站為研究對象，該光伏電站由30個光伏陣列組成，每個子系統(tǒng)容量為1mw，包含兩個相同的500kw的單極式光伏發(fā)電單元，排列方式為10行3列，容量共計30mw，因此n＝60。各集電網絡的長度也已標注在圖12中。該光伏電站光伏單元的主要參數如表3所示，其單機等值仿真系統(tǒng)如圖13所示，圖13中等值集電網絡、等值變壓器和等值光伏電站組組成了等值新能源場站，圖13中的等值新能源場站出口電壓的標幺值ueq(t)則為單機等值系統(tǒng)中等值新能源場站出口電壓的標幺值ueq(t)。表3光伏發(fā)電單元的主要參數參數數值參數數值光伏發(fā)電單元容量500kw光伏組件開路電壓85.3v直流側最大電壓1000v光伏組件最大功率點電壓72.9v最大功率跟蹤電壓480v-850v光伏組件短路電流6.09a基準容量30mw光伏組件最大功率點電流5.69a該光伏電站內各光伏陣列在某一時間斷面測量測到的實際光照強度數據如圖14所示。在該組光照強度場景下，光伏電站并網點處發(fā)生三相短路故障，故障開始于2.5s，清除于2.7s，電壓跌落至0.2p.u.，傳統(tǒng)單機等值模型和本發(fā)明提出的新能源場站的實用化單機等值模型及詳細光伏電站模型的故障暫態(tài)響應對比如圖15所示。由圖15可知，本申請?zhí)岢龅男履茉磳嵱没瘑螜C等值方法可以明顯提高光伏電站傳統(tǒng)單機模型的等值精度，光伏電站出口處有功功率、無功功率、電壓和電流的動態(tài)行為的跟蹤效果均較好。本申請?zhí)岢龅男履茉磮稣镜膶嵱没瘑螜C等值方法克服了傳統(tǒng)單機等值模型計算量和等值精度無法兼顧的問題。該方法計算簡單方便，物理含義明晰，所需參數少，等值精度高，便于工程技術人員掌握。當前第1頁12