一种逆变器并网型分布式电源故障模型构建方法
阅读：258发布：2021-06-12
专利汇可以提供一种逆变器并网型分布式电源故障模型构建方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本 发明 公开了一种逆变器并网型分布式电源故障模型构建方法，包括以下步骤：根据故障穿越控制策略设置的单场景或多场景情形建立表征故障穿越策略的故障穿越控 制模 型；根据运行工况差异，将逆变器模型分成各工况下的独立模型阶段，建立表征逆变器运行特性的逆变器特性模型；将故障穿越控制模型和多阶段逆变器特性模型组合得到多阶段逆变器并网型分布式电源对称故障模型。本 专利 方法构建的IIDG故障模型可更准确的反映逆变器实际特性，因而获得更加准确的三相对称故障计算结果。，下面是一种逆变器并网型分布式电源故障模型构建方法专利的具体信息内容。
1.一种逆变器并网型分布式电源故障模型构建方法，其特征是，包括以下步骤：
根据故障穿越控制策略设置的单场景或多场景情形建立表征故障穿越策略的故障穿越控制模型；
根据运行工况差异，将逆变器模型分成各工况下的独立模型阶段，建立表征逆变器运行特性的逆变器特性模型；
将故障穿越控制模型和多阶段逆变器特性模型组合得到多阶段逆变器并网型分布式电源对称故障模型。
2.如权利要求1所述的方法，其特征是，所述根据故障穿越控制策略设置的单场景建立表征故障穿越策略的故障穿越控制模型，具体包括：
确定表征故障严重程度的指标量；
将单场景下的逆变器并网型分布式电源故障穿越控制策略的无功支撑要求使用故障指标量的函数表示；
将单场景下的逆变器并网型分布式电源故障穿越控制策略的有功支撑要求使用故障指标量的函数表示。
3.如权利要求1所述的方法，其特征是，所述根据故障穿越控制策略设置的多场景建立表征故障穿越策略的故障穿越控制模型，具体包括：
根据故障穿越控制策略将其分成并列或相继的多个阶段的不同情景；
确定表征故障严重程度的指标量；
将当前场景下的逆变器并网型分布式电源故障穿越控制策略的无功支撑要求使用故障指标量的函数表示；
将当前场景下的逆变器并网型分布式电源故障穿越控制策略的有功支撑要求使用故障指标量的函数表示；
判断是否完成所有故障穿越控制策略情景的模型构建，若是，输出故障穿越控制模型；
若否，开始下一场景的模型构建。
4.如权利要求1所述的方法，其特征是，所述根据运行工况差异，将逆变器模型分成各工况下的独立模型阶段，建立表征逆变器运行特性的逆变器特性模型，具体包括：
根据变流器并网控制及主电路各部分运行特征的差异，将变流器工况分成对应的多个情景；
建立当前情景下限流环节的数学模型，形成以上层控制给出的电流指令为输入，以实际电流指令为输出的函数；
建立当前情景下逆变器电流调整动态过程的数学模型，该模型是以电流指令为输入，以逆变器调制波指令为输出。
建立当前情景下调制波限幅过程的数学模型，该模型以电流调节器计算出的调制波为输入，以实际调制波为输出；
联立限流环节模型、电流调节器模型、调制波限幅模型和逆变器主电流模型，化简得到该场景下完整的逆变器模型；
判断是否完成所有工况情景下变流器特性模型的构建，若是，输出逆变器特性模型；若否，则开始下一情景变流器特性模型的构建。
5.如权利要求4所述的方法，其特征是，所述根据变流器并网控制及主电路各部分运行特征的差异，将变流器工况分成对应的多个情景，具体包括：
识别逆变器并网控制和主电路的主要环节，找出显著影响逆变器工况的非线性环节；
分析所识别非线性环节处于不同阶段时，逆变器特性是否会有显著差异，若是，则将逆变器工况划分为多个场景；
将不同非线性环节的场景划分结果组合并根据情况进行合并，形成最终的场景划分。
6.如权利要求1所述的方法，其特征是，所述将故障穿越控制模型和多阶段逆变器特性模型组合得到多阶段逆变器并网型分布式电源对称故障模型，具体包括：
将表征上层控制特性的故障穿越控制模型与表征综合逆变器控制与主电路特征的逆变器特性模型串接联立，得到整体逆变器并网型分布式电源故障模型：以电网故障指标量为输入，以逆变器并网型分布式电源并网电流为输出的数学函数。
一种逆变器并网型分布式电源故障模型构建方法
技术领域
背景技术
[0002] 随着化石能源的逐渐枯竭和人类对环境问题的日益关注，以清洁、可再生为特征的新一轮能源变革逐步推进，大量可再生能源电源以分散形式大量接入中低压配电网。通常可将经过逆变器并网的分布式电源统一称为逆变器并网型分布式电源(IIDG)。IIDG丰富了可再生能源利用手段，但其在配电网中的大量接入也会显著改变配电网故障特性，可能引起传统故障定位策略判断失误，造成诸如过电流保护误动或拒动、缩小距离保护的保护范围等问题，因此必须要研究IIDG接入对配电网故障特性的影响。
[0003] 为应对上述问题，人们首先想到的是基于现有电磁或机电暂态仿真软件模拟含IIDG配电网的故障过程，进而研究IIDG对配电网故障特性的影响。然而，通过仿真模拟分析含IIDG配电网的故障特性需要建立复杂的暂态模型，且仿真计算会耗费大量时间，不利于大规模系统大量预想事故集的扫描分析。因此，人们转而研究采用较大时间尺度上的IIDG准稳态模型作为IIDG故障模型，通过IIDG故障模型与网络方程的联合求解降低故障分析复杂度和计算时间。如文献[1]提出了考虑故障期间IIDG对电网无功支撑行为的IIDG三相短路故障模型；文献[2，3]基于正序电压控制方法构建复合序网，实现不对称故障条件下的IIDG模型构建；文献[4]基于瞬时功率理论推导不同PQ控制实现方法下的故障期间电流指令统一表达式；文献[5]基于上述模型采用迭代计算分析了含多个IIDG配电网的故障特性。然而，目前所提出的IIDG故障模型均假设并网逆变器实际并网电流等于其电流指令，不能完整反映不同工况下逆变器实际特性，因此在某些工况下不能获得满意的精度。
[0004] 综述所述：由于大规模系统电磁或机电暂态过程仿真建模复杂，运行时间长，人们更希望基于IIDG故障模型开展含IIDG配电网的故障分析，从而加速故障分析过程。然而，现有IIDG故障模型在模型精度和多场景适应性等方面尚不能完全满足需要，仍有很大改进空间。
[0005] 参考文献
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发明内容
[0011] 本发明的目的是提供一种逆变器并网型分布式电源故障模型构建方法，能准确反映逆变器实际特性，获得更加准确的三相对称故障计算结果。
[0012] 为实现上述目的，本发明采用下述技术方案：
[0013] 一种逆变器并网型分布式电源故障模型构建方法，包括以下步骤：
[0014] 根据故障穿越控制策略设置的单场景或多场景情形建立表征故障穿越策略的故障穿越控制模型；
[0015] 根据运行工况差异，将逆变器模型分成各工况下的独立模型阶段，建立表征逆变器运行特性的逆变器特性模型；
[0016] 将故障穿越控制模型和多阶段逆变器特性模型组合得到多阶段逆变器并网型分布式电源对称故障模型。
[0017] 进一步地，所述根据故障穿越控制策略设置的单场景建立表征故障穿越策略的故障穿越控制模型，具体包括：
[0018] 确定表征故障严重程度的指标量；
[0019] 将单场景下的逆变器并网型分布式电源故障穿越控制策略的无功支撑要求使用故障指标量的函数表示；
[0020] 将单场景下的逆变器并网型分布式电源故障穿越控制策略的有功支撑要求使用故障指标量的函数表示。
[0021] 进一步地，所述根据故障穿越控制策略设置的多场景建立表征故障穿越策略的故障穿越控制模型，具体包括：
[0022] 根据故障穿越控制策略将其分成并列或相继的多个阶段的不同情景；
[0023] 确定表征故障严重程度的指标量；
[0024] 将当前场景下的逆变器并网型分布式电源故障穿越控制策略的无功支撑要求使用故障指标量的函数表示；
[0025] 将当前场景下的逆变器并网型分布式电源故障穿越控制策略的有功支撑要求使用故障指标量的函数表示；
[0026] 判断是否完成所有故障穿越控制策略情景的模型构建，若是，输出故障穿越控制模型；若否，开始下一场景的模型构建。
[0027] 进一步地，所述根据运行工况差异，将逆变器模型分成各工况下的独立模型阶段，建立表征逆变器运行特性的逆变器特性模型，具体包括：
[0028] 根据变流器并网控制及主电路各部分运行特征的差异，将变流器工况分成对应的多个情景；
[0029] 建立当前情景下限流环节的数学模型，形成以上层控制给出的电流指令为输入，以实际电流指令为输出的函数；
[0030] 建立当前情景下逆变器电流调整动态过程的数学模型，该模型是以电流指令为输入，以逆变器调制波指令为输出。
[0031] 建立当前情景下调制波限幅过程的数学模型，该模型以电流调节器计算出的调制波为输入，以实际调制波为输出；
[0032] 联立限流环节模型、电流调节器模型、调制波限幅模型和逆变器主电流模型，化简得到该场景下完整的逆变器模型；
[0033] 判断是否完成所有工况情景下变流器特性模型的构建，若是，输出逆变器特性模型；若否，则开始下一情景变流器特性模型的构建。
[0034] 进一步地，所述根据变流器并网控制及主电路各部分运行特征的差异，将变流器工况分成对应的多个情景，具体包括：
[0035] 识别逆变器并网控制和主电路的主要环节，找出显著影响逆变器工况的非线性环节；
[0036] 分析所识别非线性环节处于不同阶段时，逆变器特性是否会有显著差异，若是，则将逆变器工况划分为多个场景；
[0037] 将不同非线性环节的场景划分结果组合并根据情况进行合并，形成最终的场景划分。
[0038] 进一步地，所述将故障穿越控制模型和多阶段逆变器特性模型组合得到多阶段逆变器并网型分布式电源对称故障模型，具体包括：
[0039] 将表征上层控制特性的故障穿越控制模型与表征综合逆变器控制与主电路特征的逆变器特性模型串接联立，得到整体逆变器并网型分布式电源故障模型：以电网故障指标量为输入，以逆变器并网型分布式电源并网电流为输出的数学函数。
[0040] 发明内容中提供的效果仅仅是实施例的效果，而不是发明所有的全部效果，上述技术方案中的一个技术方案具有如下优点或有益效果：
[0042] 图1是IIDG结构特征及故障模型构成示意图；
[0043] 图2是IIDG故障模型构建流程示意图；
[0044] 图3是德国分布式电源故障穿越期间的无功支撑要求示意图；
[0045] 图4是两电平VSC主电路拓扑图；
[0046] 图5是双闭环IIDG控制系统结构框图；
[0047] 图6是SVPWM调制时两电平VSC电压矢量指令限幅过程示意图；
[0048] 图7是采用两电平VSC并网的IIDG对称故障模型示意图；
[0049] 图8是效果验证算例配电网结构示意图；
[0050] 图9是各IIDG注入电流和逆变电压效果验证算例计算结果示意图；
[0051] 图10是各母线电压和线路电流效果验证算例计算结果示意图。
具体实施方式
[0052] 为能清楚说明本方案的技术特点，下面通过具体实施方式，并结合其附图，对本发明进行详细阐述。下文的公开提供了许多不同的实施例或例子用来实现本发明的不同结构。为了简化本发明的公开，下文中对特定例子的部件和设置进行描述。此外，本发明可以在不同例子中重复参考数字和/或字母。这种重复是为了简化和清楚的目的，其本身不指示所讨论各种实施例和/或设置之间的关系。应当注意，在附图中所图示的部件不一定按比例绘制。本发明省略了对公知组件和处理技术及工艺的描述以避免不必要地限制本发明。
[0053] 如图1所示，IIDG及其故障模型构成：1-IIDG主电路、2-IIDG控制系统、3-IIDG故障模型。其中，1-IIDG主电路包括能源转换器(如光伏组件、风力发电机等)、DC/DC变换器主电路和逆变器主电路三部分。能源转化器完成一次能源到电能的转换；DC/DC变换器用于匹配能源转换器与逆变器，可在稳定逆变器直流电压的同时，实现诸如最大功率跟踪控制等能源转换器的控制功能；逆变器实现电能在交流电形式和直流电形式之间变换，并对并网过程中电压、电流大小进行控制、限制和保护。
[0054] 2-IIDG控制系统包括上层控制和逆变器并网控制两层，二者通过电流指令连接。上层控制通常为与IIDG主电路无关的程序算法，根据电网状态和控制目标计算发送给逆变器并网控制的电流指令。正常运行时，上层控制以完成发电计划为目标，即指令为发电计划曲线对应时刻数值或运行于最大功率跟踪模式；故障时，上层控制通常以实现故障穿越策略，为电网提供要求的无功、有功支撑为目标。逆变器并网控制以跟踪上层控制给出的指令为目标，根据逆变器主电路特征，完成电流闭环控制指令计算、调制波生成、触发控制等一系列底层控制过程，控制逆变器并网电流跟踪指令值并实现其他限制和保护功能。
[0055] 逆变器是IIDG与电网连接的接口，其控制及运行特性决定了IIDG对电网呈现出的特征，因此是IIDG故障建模时的考虑主要因素。同时，逆变器接收并跟踪IIDG控制系统中上层控制的指令，IIDG故障特性也要受其影响。根据上层控制特性独立于主回路，而逆变器特性综合主回路与并网控制特征的不同特点，3-IIDG故障模型可分为5-故障穿越控制模型和6-逆变器特性模型两个独立部分分别构建，然后串接联立得到整体模型。
[0056] 如图2所示，IIDG故障模型构建流程包括三部分，共11步：
[0057] 第一部分为故障穿越控制模型构建，包括5步：
[0058] 步骤1：故障穿越控制策略情景划分。根据故障穿越控制策略设置，将其分成并列或相继的多种或多个阶段的不同情景；目前，多数国家并网规定给出的故障穿越策略较为单一，仅包含一个场景；
[0059] 步骤2：确定当前情景下，表征故障严重程度的指标量(通为IIDG并网点电压幅值)；
[0060] 步骤3：将当前情景下的IIDG故障穿越控制策略无功支撑要求使用故障指标量的函数表示；
[0061] 步骤4：将当前情景下的IIDG故障穿越控制策略有功支撑要求使用故障指标量的函数表示；
[0062] 步骤5：检验是否完成所有故障穿越控制策略情景的模型构建，若是，则转到步骤6，若否，则转到步骤2开始下一场景的模型构建；
[0063] 第二部分为逆变器特性模型构建，也包括5步：
[0064] 步骤6：逆变器工况情景划分。首先，识别逆变器并网控制和主电路的主要环节，找出显著影响逆变器工况的非线性环节。分析所识别非线性环节处于不同阶段时，逆变器特性是否会有显著差异，若是则将逆变器工况划分为多个场景。将不同非线性环节的场景划分结果组合并根据情况进行合并，形成最终的场景划分；
[0065] 步骤7：建立当前情景下限流环节的数学模型，最终形成以上层控制给出的电流指令为输入，以实际电流指令为输出的函数。逆变器并网控制通常通过对接收到的电流指令进行限幅实现过流保护，限幅策略可能是定时限或反时限的，并以不超过电力电子开关器件的过载能力为原则；
[0066] 步骤8：建立当前情景下逆变器电流调整动态过程的数学模型，该模型是以电流指令为输入，以逆变器调制波指令为输出。逆变器通常采用闭环控制方式，通过调整电力电子开关触发脉冲，控制逆变器并网电流等于指令；根据控制理论，构建并组合逆变器各部分的动态模型，进一步经过一定简化处理，即可得到描述逆变器电流闭环调节过程的数学模型；
[0067] 步骤9：建立当前情景下调制波限幅过程的数学模型，该模型以电流调节器计算出的调制波为输入，以实际调制波为输出。为避免非线性调制可能引起的系统不稳定，通常在逆变器并网控制中设置调制波限幅，将调制指令矢量长度限制在设定范围内；调制波是否限幅通常会显著影响逆变器特性，因而通过考虑该过程的数学模型，可得到更加准确的变流器特性模型；
[0068] 步骤10：联立限流环节模型、电流调节器模型、调制波限幅模型和逆变器主电流模型，化简得到该场景下完整的逆变器模型。检验是否完成所有工况情景下变流器特性模型的构建，若是，转到步骤11，若否，则转到步骤6开始下一情景变流器特性模型的构建；
[0069] 第三部分为逆变器特性模型构建，仅包括1步：
[0070] 步骤11：将故障穿越控制模型与逆变器特性模型构建串接联立，得到整体IIDG故障模型。
[0071] 上述流程中，第一部分得到表征上层控制特性的故障穿越控制模型，它是以故障指标量为输入，以发送给逆变器并网控制电流指令为输出的数学函数；第二部分得到表征综合逆变器控制与主电路特征的逆变器特性模型，它是以上层控制给出的电流指令为输入，以逆变器实际并网电流为输出的数学函数；第三部分将前两部分模型串接联立，得到整体IIDG故障模型，它是以电网故障指标量为输入，以IIDG并网电流为输出的数学函数。将该模型与配电网网络方程联立求解，即可得到考虑IIDG影响的配电网故障电流、电压等故障量分布。
[0072] 下面以采用两电平VSC并网的PQ控制型IIDG为例，按照上述故障模型构建流程，构建其对称故障模型。
[0073] 1.1故障穿越控制模型构建
[0074] 图3给出了德国分布式电源故障穿越期间电网对IIDG的无功功率要求，由图可见：电网故障指标量为并网点电压UPCC，故障严重程度可使用并网点电压跌落量ΔUPCC表征。
[0075] 根据该图，可直接推导出IIDG无功指令值；若进一步假设故障期间，IIDG尽可能维持故障前有功输出，则有
[0076]
[0077] 式中，UPCC为IIDG并网点相电压，UPCC0为故障前电压，UN为电网额定电压，Kq为无功支撑比例系数，Pref为故障前有功功率指令，iqref与idref分别为逆变器无功电流和有功电流指令。
[0078] 式(1)即为IIDG故障穿越控制模型，它一故障指标量UPCC并为输入，以逆变器为无功电流指令iqref和有功电流指令idref为输出，为单情景模型。
[0079] 1.2逆变器特性模型构建
[0080] 图4给出了两电平VSC主电路拓扑图，包括1-等效直流电压源、2-VSC主电路和3-电网等值电压源三部分。其中，1-等效直流电压源为能源变换器及前级DC/DC变换器的等效电路，表明其为IIDG的能量来源；2-VSC主电路包括了三相全控桥式电路和交流滤波器；3-电网等值电压源是对并网点之后电网的等效。
[0081] 根据该图可建立同步旋转坐标系下VSC交流部分的数学模型为：
[0082]
[0084] 图5给出了双闭环IIDG控制系统结构框图，包括1-上层控制和2-变流器控制两部分，1-上层控制又可分为3-正常运行控制策略和4-故障穿越控制策略两种情况。构建IIDG故障模型时，4-故障穿越控制策略发挥作用，其模型构建过程见上节。
[0085] 根据图5中的2-变流器控制结构，可建立电流环前馈解耦控制策略数学公式为：
[0086]
[0087] 式中，kp、ki分别为电流内环PI控制器的比例系数和积分系数，d轴和q轴通常采用相同控制参数。
[0088] 假设图5中电流限幅(限幅环节1)和调制波限幅(限幅环节2)采用固定值限幅，即电流限幅具有如下形式：
[0089]
[0090] 式中，Imax为变流器电流极限值，一般取1.5～2倍额定电流。
[0091] 调制波限幅具有如下形式：
[0092]
[0093] 式中，v′md和v′mq分别为vmd和vmq限幅结果。
[0094] 1.2.1逆变器工况情景划分
[0095] 基于上述逆变器主电路模型和逆变器控制系统，可以看到调制波是否限幅决定了变流器处于不同工况：当调制波不发生限幅时 联立VSC交流部分数学模型式(2)和控制系统数学模型式(3)即可得逆变器电流调整动态模型，以下称之为情景1；当调制波限幅时 逆变器调整过程模型复杂，需要考虑调制波限幅的影响，以下
称之为情景2。
称之为情景2。
[0096] 1.2.2情景1(调制波不限幅)变流器特征模型构建
[0097] 联立式(2)与式(3)得，逆变器电流调节动态的传递函数为
[0098]
[0099] 式中，KPWM为PWM调制增益，Ts为开关周期，τ＝kp/ki为PI调节器开环零点。
[0100] 按“II阶最佳”原则整定PI调节器参数，则(6)式简化为
[0101]
[0102] 上式说明，逆变器电流调节动态过程可简化为一个时间常数为3Ts的一阶惯性环节。同时，考虑到开关周期很小(0.1ms量级)，因此可忽略调节过程，而将变流器看做是单位增益的比例环节，即
[0103] ik＝i′kref,k＝d,q (8)
[0104] 联立电流限幅环节数学模型式(4)与式(8)，即得逆变器特性模型为：
[0105]
[0106] 1.2.3情景2(调制波限幅)变流器特征模型构建
[0107] 若调制波限幅发挥作用，即 则式(6)～(8)不再成立。此时需要同时考虑逆变器电流调节过程和调制波限幅过程，进而推导出逆变器实际并网电流与电流指令的关系。
[0108] 图6给出了SVPWM调制时两电平VSC电压矢量指令限幅过程示意图。图中，Vm1、Vm2和ΔVm分别为相邻时刻t1、t2(t1
[0109]
[0110] 由式(3)得，稳态时Δvmd、Δvmq表达式为
[0111] Δvmk＝ki(i′kref-ik)(t2-t1),k＝d,q (11)
[0112] 联立式(10)和式(11)得
[0113]
[0114] 稳态时变流器逆变电压及并网电流还满足
[0115]
[0116] 联立式(10)～(13)即可求解θ为
[0117]
[0118] 代回式(13)即可得，逆变器实际并网电流与电流指令的关系为
[0119] ik＝f(UPCC,i′kref),k＝d,q (15)
[0120] 上式说明，此时逆变器实际并网电流除了与指令值有关外，还与并网点电压有关。实际上，此时逆变器可等效为一个与电流指令有关的可控电压源，因此变流器并网电流要收到并网点电压影响。
[0121] 为方便模型构建，经推导可得调制波是否限幅判据为下式：
[0122] (UPCC-Xli′qref)2+(Xli′dref)2≤(MVdc)2 (16)
[0123] 1.3模型联立
[0124] 上述分析表明：故障穿越控制模型为式(1)描述的单一情景模型，变流器特性模型为式(9)和式(15)描述的双阶段模型，切换条件为式(16)。将式(1)分别与式(9)和式(15)联立可得整体IIDG对称故障模型。
[0125] 联立结果为图7中的1-采用两电平VSC并网的PQ控制型IIDG对称故障模型。该模型由2-受控电流源模型、3-受控电压源模型及4-模型切换条件三部分构成。
[0126] 1.4模型效果验证
[0127] 为验证本专利所提IIDG故障模型构建方法和构建的采用两电平VSC并网PQ控制型IIDG对称故障模型的有效性，基于图8所示的算例配电网系统，计算已有方法(文献[5]中的方法，记为方法1)和本专利提出的方法(记为方法2)计算结果差异与电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC仿真结果的差异。算例系统参数可参见文献[5]，配电系统的系统电源参数、线路参数、负荷参数和各IIDG容量及故障前工况同文献[5]。IIDG并网变流器参数如下：额定功率因数、载波频率和谐波电流最大脉动分别为0.98、5kHz和5％；直流电压和滤波电感为图6区域2参数组合(3，0.5)，并网变压器电抗为0.04j。IIDG故障穿越期间的无功功率支撑系数及限幅环节1限幅值也与文献[5]一致，均取2。另外，在分析计算中以1MVA为统一基准容量。
[0128] 假设线路3末端f点发生过渡电阻为0.86Ω的三相对称短路，两种方法的计算结果及使用PSCAD/EMTDC的仿真结果见表1和表2。为方便相量对比，本文采用相量差百分比作为综合反映幅值差异和相位差异的指标。该指标定义为 其中， 为相量计算值， 为相量实际值，可以是电压相量或电流相量。
[0129] 以仿真结果为实际相量，可将表1和表2中数据转化成两种方法的计算误差相量百分比，其柱状图对比分析如图9和图10所示。对比分析中，以电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC仿真模拟结果的作为对比分析的基准值。图9、10表明，方法2对所列出的故障相量的计算结果均基本与仿真结果一致，误差相量百分比均小于5％；而方法1对离故障点较远的节点电压(Usb.f，Up1.f，Up2.f)及相应的IIDG注入电流(IIIDG1.f、IIIDG2.f)的计算结果也与仿真结果较一致，而对离故障点较近的节点电压(Up3.f，Up4.f)及对应的IIDG注入电流(IIIDG3.f、IIIDG4.f)的计算结果明显偏离仿真结果，误差向量百分比分别超过了10％和50％。
[0130] 表1各IIDG注入电流和逆变电压
[0131]
[0132] 表2各母线故障电压和各线路故障电流
[0133]
[0134] 此外，对比表1中IIDG逆变电压计算结果和仿真结果可见：方法1计算得到的IIDG3和IIDG4逆变电压已超过了最大逆变电压(1.225pu)，没有考虑变流器实际特性而改变了IIDG输出，使得配电网整体电压水平高于仿真结果。尽管IIDG1和IIDG2未进入电流指令越限状态，但配电网电压水平的改变仍使二者注入电流和逆变电压计算结果偏离仿真结果。方法2考虑了变流器实际逆变能力的限制，避免IIDG的逆变电压及注入电流偏离其实际值，因而可获得更准确的计算结果。本专利方法构建的IIDG故障模型可更准确的反映逆变器实际特性，因而获得更加准确的三相对称故障计算结果。
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