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1、基于低电压穿越去磁控制的风电场内部故障等值建模方法陆飞,刘其辉,赵亚男,宋诗雨(新能源电力系统国家重点实验室,华北电力大学,北京市102206)摘要:风电场内部故障引起的区域性、多风电场连锁脱网事故会对电网造成严重影响。文中基于低电压穿越( LVRT)去磁控制,以故障后Crowbar投切为机群划分依据进行风电场等值。首先,考虑转子侧控制器的影响,并且在不忽略转子电流的情况下,通过状态方程计算故障后、 Crowbar投入前这段时间的定子磁链。然后,结合去磁控制的投切判据,计算转子所需去磁电流,从而判断Crowbar是否投切,并以此对风电场机组进行分群。分析风电场内部故障特点,不改变集电网络结构与
2、参数,通过非线性规划确定等值机组接入集电网络的位置。算例与仿真结果表明,所提方法能够准确反映故障前后的风电场特性。关键词:去磁控制;定子磁链;状态方程;内部故障;集电网络;非线性规划收稿日期: 2015- 08- 25;修回日期: 2016- 02- 22。上网日期: 2016- 03- 15。国家电网公司科技项目( SGSDDK00KJJS1500155) 。0引言随着风电接入规模日益增大,其不稳定性以及风电场各种内、外部故障对电网的影响随之凸显。因而,需要对风电场进行等值建模 1 。几起大的连锁脱网事故,均是由于无低电压穿越( LVRT)功能的风电机组大规模切机,造成有功功率大量缺失。故障
3、切除后,无功补偿切除不及时造成电压超过额定值,发生高压的更大规模切机 2- 5 。因此,后续安装的风电机组并网前均需经过严格的LVRT测试。目前LVRT控制策略众多,但有的成本过高,有的LVRT效果不理想 6- 8 。转子侧通过Crowbar短路的LVRT方案, Crowbar投入期间机组失去了功率控制能力,并且从外电网吸收无功功率,不利于电网电压恢复;而Crowbar与去磁控制相结合的方案,可极小化由于Crowbar投入导致的机组失控时间,并在电网故障时继续对机组进行控制,以帮助电网电压恢复,因而得到广泛关注与研究 9- 12 。Crowbar的投切将改变风电机组运行状态。故障期间风电场一部
4、分机组投入Crowbar,进而显著影响风电场特性。因此,风电场等值建模应考虑Crowbar的投切。风电场等值建模已有文献报道,但大部分基于无LVRT功能的定速机组 13- 14 ,而目前风电场内机组多采用双馈感应发电机( DFIG)且具备LVRT功能,并网点电压在满足要求时风电机组不脱网。因此,基于DFIG的风电场,其等值建模需深入研究,如文献 15提出基于云模型的风电场动态电压等值法,通过云模型和K- means法来得出分群结果;文献 16基于同调的思想以及主导变量和参与因子进行分群;文献 17通过分析故障后转子电流表达式,以Crowbar是否投切作为依据进行分群,但推导定子磁链时忽略了转子
5、电流的影响,进而不能得到精确的转子电流与定子磁链。现有的风电场等值方法改变了风电场集电网络的结构、参数,采用等值阻抗替代集电网络,风电场内部故障时,等值模型无法设置故障点。因此,上述文献均对电网或公共耦合点( PCC)处发生的故障进行等值,未见针对风电场内部故障的等值。几起大规模脱网事故经调查是由风电场内部架空线短路或电缆安装不当引起,使用现有方法由于无法设置故障点,因而无法进行此种情况下的区域性、多风电场连锁切机的仿真,所以风电场内部故障下的等值建模应引起足够的重视。为此,本文基于LVRT去磁控制,以Crowbar投切作为分群依据,通过对DFIG状态变量的精确计算进行分群。采用非线性规划确定
6、等值机组接入集电网络的位置,无需改变风电场集电网络结构与线路参数,因而解决了内部故障时等值模型无法设置故障点的问题。1 DFIG的LVRT及故障期间定子磁链分析本文以Crowbar投切为分群指标,去磁控制的42第40卷第1 0期 20 1 6年5月25日Vol. 40 No. 10 M ay 25, 2016DOI: 10. 7500/ AEPS20150825003http: / / www. aeps- info. com投切判据需要检测定子直流磁链,因而需要精确计算故障后、 Crowbar投入前这段时间的定子磁链。1 . 1 DFIG基本方程发电机在定子静止dq坐标系下的电压方程为:u
7、s = R si s + p su r = R ri r + p r + j( 0 - r) r( 1)式中: u s和u r分别为定、转子电压合成矢量; i s和i r分别为定、转子电流合成矢量; R s和R r分别为定、转子绕组电阻; s和 r分别为定、转子磁链合成矢量; r为转子角速度; p为微分算子。稳态时,各矢量均以同步速旋转。磁链方程为: s = L si s + L mi r r = L mi s + L ri r( 2)式中: L s和L r分别为定、转子绕组自感; L m为定、转子绕组间互感。轴系方程为:2H t d tdt = T m - T shd twdt = 1 (
8、t - g)2H g d gdt = T sh - T eT sh = K sh tw + D sh( t - g) ( 3)式中: H t和H g分别为风轮、发电机惯性时间常数; t和 g分别为风轮、发电机转速(标幺值) ; 1为同步角速度(有名值) ; tw为传动轴扭转角(有名值) ; T m, T sh, T e分别为风轮、传动轴、发电机转矩(标幺值) ; K sh为轴刚度系数; D sh为轴阻尼系数; t为时间(有名值) 。1 . 2 DFIG的LVRT将式( 1)中i s和 r表示为i r和 s的函数,可得:u s = R s s - L mi rLs+ p su r = L mLs
9、( p s - j r s) + R ri r + L r( pi r - j ri r) ( 4)式中: = 1- L 2m/ ( L rL s) ,为漏磁系数。电网电压突然跌落,由于定子磁链自然衰减分量的存在,会在转子侧感应出与转速成正比的电压,超出了转子侧变换器所能提供的电压范围,导致转子电流激增,危及电力电子元件及直流母线电容安全。因此,有学者 9- 12提出通过在转子电流中附加去磁分量,以抵消定子磁链自然分量,加速定子磁链的衰减,以使转子感应电压能快速恢复至正常水平。1 . 2. 1 去磁控制Crowbar投切判据由式( 1)可知,转子感应电压实质上由 r决定,定子磁链的直流衰减分量
10、会体现在转子磁链中,从而影响转子电压。因此,为了控制转子电压,实质上是要去除转子磁链的直流衰减分量: rn = L mi sn + L ri rn = L mLs sn + L ri rn = 0 ( 5)式中: sn和 rn分别为定、转子直流磁链, i sn和i rn为其对应的电流分量。由式( 5)可知,当i rn = - snL m/ ( L rL s )时,转子磁链自然衰减分量为零,可缓解故障期间转子出现的过电压现象,此电流即为转子去磁电流指令。当该指令值大于限值时(一般取为1. 5倍额定电流) , Crowbar投入。1 . 2. 2 DFIG去磁控制过程电压跌落后, DFIG去磁控制
11、过程如图1所示。0 t图1去磁控制过程图Fig. 1 Procedure of demagnetizing control在0 t的电压跌落期间,可分为 , , 这3个阶段。阶段 :故障发生后,根据去磁控制的Crowbar投切判据,判断是投入Crowbar还是直接通过去磁控制加速磁链衰减。此时转子侧变换器正常工作。阶段 :如果投入Crowbar,则通过Crowbar加速磁链衰减并抑制转子过电流,此时转子侧变换器闭锁;如果判断无需投入Crowbar,则直接进入阶段 。阶段 : Crowbar退出,转子侧变换器投入,由于电网电压低,如果功率外环继续工作,会导致转子电流指令值过大或达到比例积分( P
12、I)控制器饱和限值。因此,在该时间段,功率外环断开,只保留电流内环,同时转子侧电压指令附加去磁控制部分所生成的电压指令。1 . 3故障期间定子磁链分析本文以Crowbar是否投切作为风电场等值建模的分群依据,因此,需准确分析阶段中定子磁链动态过程以获取Crowbar动作信息,保证分群准确性。目前国内外学者广泛关注的是阶段中定子磁链、转子电流的动态过程,对阶段的关注较少。相比于阶段而言,阶段转子控制器并未退出运行,Crowbar也未投入,因此在分析时需要考虑转子电流内环控制器的影响。52陆飞,等基于低电压穿越去磁控制的风电场内部故障等值建模方法 有学者对阶段中DFIG动态特性进行了分析,但是在分
13、析定子磁链时忽略了转子电流的影响,即L mi r这一项 17- 18 。由于该项与 s在同一个数量级,忽略掉会对定子磁链的计算造成误差。为此,本节对阶段进行重点分析,保留L mi r项,同时考虑转子电流内环控制器的影响,得到准确的故障后的定子磁链,以此准确判断Crowbar是否投切。考虑转子控制器后,式( 4)可表示为:k p( i r - i r) + k i ( i r - i r) dt =L mL s ( p s - j r s) + R ri r + L r( pi r - j ri r) p s = - R s s - L mi rLs+ u s2( 6)式中: k p和k i分别
14、为电流控制器的比例、积分系数; i r为功率外环生成的电流指令(同步旋转矢量) ; u s2为故障后的电网电压矢量。将定、转子电压方程改写为状态空间表达式的形式:x = Ax + f ( t) ( 7)式中: x = x 1 , x 2 , x 3 T,其中x 1 = i r, x 2 = i r, x 3 = s; A=0 1 0a b cR sL mLs0 - R sLs,其中a = R s( R s/ L s+j r) L 2m/ L 2s - k i / ( L r ) , b = - ( R s L 2m/ L 2s + R r-j r L r + k p ) / ( L r ) ,
15、 c = - R s ( R s/ L s + j r) L m/L 2s / ( L r ) ; f ( t) =0K 1u s2 + K 2i ru s2,其中K 1 =( R s/ L s+ j r - j 1 ) L m/ ( L r L s ) , K 2 = ( k i +j 1k p) / ( L r) 。具体推导过程见附录A。解状态方程需要求取矩阵A的特征值与特征向量,但由于矩阵A为三阶不规则矩阵,仅特征值的解析解就很复杂,更难以用来表示状态变量。因此,将DFIG参数和控制器参数代入矩阵A,进而得到特征值与特征向量的数值,然后对状态方程进行积分求解。求解状态方程,得到由时间变量
16、t 、状态初值C(计算见附录B)以及输入项幅值表达的状态变量表达式,从而可得定子磁链及其直流分量的表达式。以风速11 m/ s,跌落前后电压分别为1(标幺值)与0. 355(标幺值)为例,采用上述方法计算得到定子磁链波形与自然衰减分量 sn的波形与数值表达式,并将定子磁链计算所得波形与PSCAD仿真波形进行对比(仿真中需保持Crowbar不动作,且转子侧变换器不闭锁) 。自然衰减分量 sn的数值表达式如下: sn = ( 0. 000 334 - j0. 001 43) e( - 0. 017 66- j0. 081) t -( 0. 000 32 + j0. 000 338) e( - 8.
17、 85+ j0. 105) t ( 8)从式( 8 )可看出,其衰减时间很长(大约56. 6 s) ,这是由于在阶段 , Crowbar未投入并且转子侧变换器继续提供电压。如果转子侧短路(阶段 ) ,按本文方法列写二阶状态矩阵,由特征根可知其衰减时间常数大约为5 s,与文献 10, 18所得结论相符。因此,本文针对阶段所提出的方法及计算所得的衰减参数是合理的。从式( 8)还可看出,在电网电压跌落后,直流衰减分量并不是理想的直流,而是由两个转向相反、转速很低的交流分量构成。相关波形如图2和图3所示。0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10-0.002 0-0.001 5-0.001
18、0-0.000 500.000 50.001 00.001 50.002 0t/s-J,=F/Wba,b,c,图2计算所得定子磁链直流衰减分量Fig. 2 Calculated DC damping components of stator flux0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10-0.002 0-0.001 5-0.001 0-0.000 500.000 50.001 00.001 50.002 0t/s-J/Wb 04 (c, )U 04 (a, )PSCAD , 4 (c, )UPSCAD , 4 (a, )U PSCAD , 4 (b, ) 04 (b, )U图3定
19、子磁链计算与仿真结果对比Fig. 3 Comparison between calculated andsimulated results of stator flux由图3可见,计算结果与PSCAD仿真结果具有较高的一致性。根据以上计算所得定子磁链直流衰减分量,由式( 5)得到所需的转子去磁电流指令,判断该电流幅值是否大于限值,进而判断Crowbar是否投入。622016, 40( 10) 学术研究http: / / www. aeps- info. com2等值原理机群划分完毕后进行聚合,得到等值机组。通过非线性规划,在不改变集电网络的情况下,确定等值机组接入集电网络的位置。2. 1 等值
20、参数计算等值机组参数采用容量加权法,如下式所示 17 :S eq = Ni= 1S i , P eq = Ni= 1P i , Qeq = Ni= 1QiL m_eq = L mN , L s_eq = L sN , L r_eq = L rNR s_eq = R sN , R r_eq = R rN , C eq = NCH eq = Ni= 1 iH i , K eq = Ni= 1 iK i , D eq = Ni= 1 iD i ( 9)式中: S , P , Q分别表示容量、有功功率和无功功率; C表示直流母线电容; N为等值机组台数;下标eq表示等值后参数; H , K , D分别
21、表示惯性时间常数、刚度系数、阻尼系数;权值系数 i = S i/ S eq。2. 2集电网络处理方法风电场集电网络多采用干线式结构。对于外部故障,将集电网络结构与线路参数进行调整,以满足功率损耗或电压损耗不变的单一原则,目前已有较多研究 15, 19- 21 ;对于风电场内部故障,未见有学者进行分析,相应的集电网络等值方法也未见提出。为克服内部故障等值时,无法设置故障点这一问题,对等值模型的集电网络处理方法进行研究,提出不改变网络结构与参数,通过非线性规划,确定等值机组接入网络位置的方法。该方法不存在难以设置故障点的问题,适用于内部、外部故障下的风电场等值建模。搭建风电场的精确模型,通过大量不
22、同故障位置的仿真,发现内部故障发生时风电场具有如下特点。1)电压跌落导致各机组出力降低,相比于内部故障造成的流入风电场的功率,相差将近两个数量级。2)故障所在干线上的各机组机端电压差异明显,主要由外电网流入风电场的功率决定。其余干线由于故障后电流小,机端电压差异也较小。3)理论上,机组输入风速会对故障时Crowbar投切造成影响,但是Crowbar投切更主要由机端电压跌落情况决定。例如,大出力、跌落不严重的机组相比于小出力、跌落情况严重的机组,后者更有可能投入Crowbar。综合上述分析以及仿真结果,风电场内部故障时机组分群可以归结为图4所示3种情况(为清晰表示,干线仅画两条,但该方法同样适用
23、于多条干线) 。(a) 1(c) 3(b) 2 Crowbar Crowbar Crowbar Crowbar Crowbar Crowbar1eqZ2eqZ3eqZ 1Z2Z0 3+ 4图4风电场内部故障分群示意图Fig. 4 Schematic diagram of wind farminner fault clustering将切机、投Crowbar与不投Crowbar的机组各分为一群。下面针对图4( a)进行详细说明。由于电压跌落程度对Crowbar投切的影响最为关键,因此通过电压约束,来保证风电场内部故障期间机组等值前后动作特性一致。并以稳态时功率损耗误差最小为目标函数(见式( 10
24、) ) ,进而确定等值机组接入集电网络的位置,即在等值机组机端电压满足要求的同时最小化等值前后的功率误差。由于目标函数的非线性,可通过非线性规划求解。min f = (N Gk = 1I k + I G_next )2Z eq -N Gn= 1( N Gm= nI m + I G_next )2Z n 2s. t. u group + (N Gk = 1I k + I G_next )Z eq u minu group + (N Gk = 1I k + I G_next )Z eq u max ( 10)72陆飞,等基于低电压穿越去磁控制的风电场内部故障等值建模方法式中: N G为该群包含的风
25、电机组台数; I k为群内各机组电流; I G_next为该群所在的干线上,离PCC电气距离更远的机群各机组电流之和(例如,图4中投Crowbar机群的I G_next为切机机群的各机组电流之和;切机机群由于已处于干线末端,因此它的I G_next为零) ; Z n为各集电线路阻抗(即风电场精确模型中各机组间的阻抗,由于图4中仅有等值机组,因此Z n未在图4中表示) ; Z eq为等值机组接入点距该群端点的阻抗值; u group为等值后的群端电压(即图4中实心黑点处电压) ; u max和u min分别为等值前该群内各机组机端电压的最大与最小值。由此可计算出各等值机组的Z eq,并确定其接入
26、集电网络的位置。3算例分析3. 1 风电场详细模型风电场包含两条35 kV架空干线,每条干线包含10台1. 5 M W的DFIG,并由242 kV/ 35 kV的升压变压器T1接入外电网。外电网为单机无穷大系统,经双回220 kV架空输电线路与风电场相连。220 kV线路为LGJ400/ 35, ( 0. 074+ j0. 4) / km, L1为147 km, L2为32 km, L3为172 km。 35 kV架空干线为LGJ185/ 25, ( 0. 191+ j0. 4) / km,相邻两机组相距1 km。风电场拓扑结构图以及DFIG参数见附录C图C1和表C1。输入风电场的风速为11
27、m/ s,采用Jensen模型计算各机组风速。推力系数为0. 8,粗糙系数为0. 075。计算出各机组风速如表1所示( G11至G20参数与G1至G10相同) 。表1各机组输入风速Table 1 Input wind speed of each unit机组风速/ ( m s- 1 )机组风速/ ( m s- 1 )G1 11. 00 G6 8. 26G2 10. 39 G7 7. 79G3 9. 81 G8 7. 36G4 9. 26 G9 6. 95G5 8. 74 G10 6. 563. 2风电场等值模型由稳态潮流计算与短路计算可得故障前后各机组的机端电压(标幺值) ,如表2所示。机端电
28、压低于0. 2(标幺值)的DFIG会被切除。由1. 3节所述方法,根据故障前后机端电压以及输入风速,编写相应程序,可得故障后、 Crowbar投入前各机组的定子磁链。并利用1. 2节式( 5) ,计算转子去磁电流指令。各机组定子磁链直流衰减分量及相应的电流指令( dq坐标系下的幅值)见表3。表2各机组故障前后的机端电压Table 2 Voltage of each unit before and after the fault机组电压稳态故障机组电压稳态故障G1 1. 004 0. 699 G11 1. 004 0. 817G2 1. 005 0. 582 G12 1. 005 0. 818G
29、3 1. 006 0. 469 G13 1. 006 0. 820G4 1. 007 0. 350 G14 1. 007 0. 820G5 1. 007 0. 234 G15 1. 007 0. 821G6 1. 008切机G16 1. 008 0. 822G7 1. 008切机G17 1. 008 0. 822G8 1. 008切机G18 1. 008 0. 822G9 1. 009切机G19 1. 009 0. 822G10 1. 009切机G20 1. 009 0. 823表3各机组定子磁链直流衰减分量及转子去磁电流指令Table 3 DC damping component of st
30、ator flux andcommand of rotor demagnetization current of each unit机组定子磁链直流衰减分量/ W b去磁电流指令/ kA Crowbar的动作判断实际G1 0. 43 0. 64不投不投G2 0. 85 1. 26投投G3 1. 28 1. 90投投G4 1. 71 2. 53投投G5 2. 13 3. 12投投G11 0. 26 0. 39不投不投G12 0. 26 0. 39不投不投G13 0. 26 0. 39不投不投G14 0. 26 0. 39不投不投G15 0. 25 0. 37不投不投G16 0. 25 0. 37
31、不投不投G17 0. 25 0. 37不投不投G18 0. 25 0. 37不投不投G19 0. 24 0. 36不投不投G20 0. 24 0. 36不投不投注:机组G6, G7, G8, G9, G10切机。比较电流指令是否大于限值(本文取1. 5倍额定电流,为0. 7 kA) ,从而将风电场内机组分为3个群,并求各机群的等值输入风速v eq。1)投入Crowbar机群: G2至G5。 v eq1 =9. 59 m/ s。2)故障后切机机群: G6至G10。 v eq2 =7. 43 m/ s。3)不投入Crowbar机群: G1和G11至G20。v eq3 = 8. 98 m/ s。将各
32、机群等值后,由2. 2节所述方法,编写相应程序,确定各等值机组接入集电网络的位置。步骤1:计算Z eq1 。 u group1为投入Crowbar机群与切机机群这两个机群的电流之和乘以图4中Z 1 ,得到u group1 = 0. 565 kV,规划出Z eq1 = ( 0. 434 3 +j0. 91) 。步骤2:计算Z eq2 。 Z eq1确定后,切机机群总电822016, 40( 10) 学术研究http: / / www. aeps- info. com流乘以Z 2 ,投入Crowbar与切机这两个机群的电流之和乘以Z eq1 ,这两项的和再加上u group1 ,得到u group
33、2 = 0. 567 kV,规划出Z eq2 = ( 0. 359 5 +j0. 753) 。步骤3:计算Z eq3 。 u group3为干线端点电压,u group3 = 0. 564 kV,规划出Z eq3 = ( 0. 512 7 +j1. 074) 。需要注意,步骤1与步骤2不可颠倒,因为Z eq1的数值会对步骤2中的u group2的确定产生影响。至此,等值阻抗均确定完毕,等值机组接入相应位置即可。风电场等值后的拓扑结构见附录C图C2。3. 3仿真验证风电场内G7与G8之间发生架空线路三相短路,故障点电压跌落至零,故障持续0. 2 s后电压恢复。采用PSCAD仿真,得到精确风电场模
34、型内各机组的Crowbar投切情况,由表3可知,本文所述判断投切的方法具有很高的准确性,确保了分群结果一致。等值前后集电网络功率损耗及误差见图5。020406080100120K*44(5/MW4.64.5 4.84.7 4.9 5.0 5.25.1 5.3 5.5 5.7 5.85.4 5.600.10.20.30.40.50.6K*44(5A/MWt/s0 0 图5集电网络等值方法验证Fig. 5 Verification of equivalent methodof collector network由图5可知,等值前后集电网络功率损耗一致性良好,当风电场内部故障发生后,集电网络会消耗大
35、量功率。稳态时基本无误差;故障时误差上升,但是相比于故障时刻的功率损耗,其误差率低于4. 3% 。对风电场等值前后PCC处的有功功率和无功功率进行对比,如图6所示。(/MW4.64.5 4.84.7 4.9 5.0 5.25.1 5.3 5.5 5.7 5.85.4 5.6(/Mvart/s0 0 -120-100-80-60-40-20020-250-200-150-100-500500 0 图6风电场等值前后功率对比Fig. 6 Comparison of active and reactive powersbefore and after wind farm equivalence从图6
36、可看出,等值前后,无论在稳态还是故障时,有功、无功功率均具有很好的一致性,验证了本文分群、集电网络计算方法的有效性。4结论本文基于LVRT去磁控制,以Crowbar投切为分群依据,通过精确计算状态变量进行分群。采用非线性规划确定等值机组接入位置,无需改变集电网络的结构与线路参数。得到如下结论。1)所述方法不仅仅只适用于本文所采用的去磁控制及其相应的Crowbar投切判据。对于不同的LVRT策略,只需相应改变式( 6)中转子侧控制器的电压表达式,按附录A所述方法可得到定子磁连、转子电流。由于也可得到转子电流,因此,不仅仅只适用于本文采用的以磁链为判据的Crowbar投切。2)无需改变风电场内部集
37、电网络的结构、参数,从而解决了风电场内部故障等值时,等值模型无法设置故障点的问题。3)为即将开展的由风电场内部故障引起的区域性、多风电场连锁脱网的动态过程分析提供了支持。附录见本刊网络版( http: / / www. aeps- aeps/ ch/ index. aspx) 。参考文献 1米增强,苏勋文,余洋,等.双馈机组风电场动态等效模型研究 J .电力系统自动化, 2010, 34( 17) : 72- 77.M I Zengqiang, SU Xunwen, YU Yang, et al. Study on dynamic92陆飞,等基于低电压穿越去磁控制的风电场内部故障等值建模方法
38、equivalence model of wind farms with wind turbine drivendoubly fed induction generator J . Automation of ElectricPower Systems, 2010, 34( 17) : 72- 77. 2叶希,鲁宗相,乔颖,等.大规模风电机组连锁脱网事故机理初探 J .电力系统自动化, 2012, 36( 8) : 11- 17.YE Xi, LU Zongxiang, QIAO Ying, et al. A primary analysison mechanism of large scal
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48、speedfluctuations J . Transactions of China ElectrotechnicalSociety, 2013, 28( 3) : 277- 284. 14朱乾龙,韩平平,丁明,等.基于聚类-判别分析的风电场概率等值建模研究 J .中国电机工程学报, 2014, 34( 28) : 4770- 4780.ZHU Qianlong, HAN Pingping, DING M ing, et al.Probabilistic equivalent model for wind farms based onclustering- discriminant analysis J . Proceedings of the CSEE,2014, 34( 28) : 4770- 4780. 15周明,葛江北,李庚银,等.基于云模型的DFIG型风电场动态电压等值方法 J .中国电机工程学报