CN103532150B - 一种考虑风电场无功调节能力的协调二级电压控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种考虑风电场无功调节能力的协调二级电压控制方法，属于电力系统自动电压控制技术领域。该方法包括：首先采集控制区域内的电网运行状态数据；判断区域内发电机与各风电场节点的电压水平是否合格，若存在电压水平不合格，调节电压不合格风电场节点下的无功补偿设备，并考虑风电场无功调节能力进行协调优化计算；根据计算无功功率分配值判断包括风电场在内的各发电机无功分配均衡度，若无功分配不符合协调优化的计算结果，则按优化计算结果作为调整指令，当风电场侧收到电压水平调整指令后，进入风电场内部控制系统进行调节，并将无功调节量由场内控制系统下发控制指令并上传。本方法可提高风电场运行的稳定性与经济性。

Description

一种考虑风电场无功调节能力的协调二级电压控制方法

技术领域

本发明属于电力系统电压控制技术领域，特别涉及含有风电接入接入影响的协调二级电压控制方法。

背景技术

近几年来，风力发电以一种前所未有的速度迅猛发展。按照中国国家《新能源产业振兴规划》，中国将在甘肃酒泉等地区建成7个千万千瓦级风电基地。根据国务院《可再生能源中长期发展规划》，至2020年，风电装机将达到1.5亿千瓦。

其中，风力发电自身固有的间歇性特点将给电网运行调度带来了极大的挑战，而其引起的无功电压问题也日益受到关注。

目前，风电接入电网出现了两个特点：（1）单个风电场容量增大；（2）风电场接入电网的电压等级更高。增加的风电接入容量与接入更高的电压等级使得电网受风电影响的范围更广，也使得风电接入后的电压控制问题更加突出，主要表现在：

(1)缺乏就地控制，风电场电压波动大，难以满足电网的电压考核要求。

目前大部分风电场的风机都设置成定功率因数运行模式，无功不支持在线调整，尽管有的风场按照要求在相应的升压站配备了电容、电抗等静态无功补偿设备，但基本上处于人工投切状态，响应速度慢，未能实现有效的自动控制。一些风场配备了静止无功补偿器（StaticVarCompensator，SVC）和SVG静止无功发生器（staticvargenerator,SVG）等动态无功补偿设备，但为了满足与主网无功功率交换的考核要求，将SVC等自动可调装置运行在功率因数截零的控制模式上，以与主网交换的功率因数作为控制目标，不支持维持本场电压的稳定，在电压波动时动态无功补偿作用没有得到充分利用。

(2)各自为政，缺乏协调，严重时导致大规模风机脱网事故。

近段时间，随着风电装机容量的逐步提升，在中国主要的风电基地相继出现了大规模的风机脱网事故，波及面经常高达数百台风机，对电网运行形成了很大的冲击，事故原因分析表明不合理的电压是导致连锁故障的重要原因。

风机保护一般要求其机端电压在额定值正负10%以内，超出范围即自动切除风机。一般风电脱网事故都发生在风电大发的时段，此时系统电压偏低，而风电汇聚点变电站往往采用投入电容的方式提高电压，这个投切一般是人工完成，有时会出现一次投入过多的电容导致过调，而对端的风电场升压站如果按照无功交换截零的控制方式，也会不断调节SVC等装置，提高就地电压，最终导致本站风机接入的馈线网络中电压过高，风机保护动作从而脱网。而一旦脱网事故在局部发生，会导致线路上传输的有功功率瞬间减少，轻载线路的充电无功增加，此时如果电网侧变电站的电容器没有及时退出，其产生的容升效应将非常明显，使得整片区域电压进一步提高，最终在其他风场也导致电压越限而发生风机脱网，形成连锁反应，事故影响范围蔓延。

从上述分析中可以发现现有风场电压控制中的几个弊端：

(1)电网侧和风场侧缺少协调。电网侧电压控制只看到风场汇聚站的就地电压，没有充分考虑与之相连的风场侧电压分布，可能由于电容过投或者切除不及时导致风机机端电压越限，最终跳机。

(2)风场内部控制缺少协调概念。与传统的电厂或变电站显著不同，风场不是一个单独的厂站，而是一个覆盖面数公里甚至数十公里的区域，通过35kV长馈线连接上百台风机，其内部各节点电压并非完全相同，而是沿馈线形成电压分布，这一分布由馈线自身阻抗以及实时输送的风电功率决定。目前的控制模式更多的着眼于风场接入点（升压站）的电压和无功交换，而没有兼顾馈线上的电压分布。从几次大规模脱网事故前统计的数据分析来看，同一风场内的风机机端690V电压最高和最低可能相差60V，因此即使接入点侧电压仍在正常范围之内，但仍可能导致馈线远端的某些风机率先跳机，进一步形成场内的连锁反应。

自动电压控制（AVC，AutomaticVoltageControl）系统是电力系统最重要的自动控制系统之一。目前AVC系统主要采用三级电压控制模式，整个控制系统分为三个层次：一级电压控制（PVC,PrimaryVoltageControl），二级电压控制（SVC,SecondaryVoltageControl）和三级电压控制（TVC,TertiaryVoltageControl）。一级电压控制为本地控制，控制设备通过保持输出变量尽可能的接近设定值来补偿电压快速的和随机的变化，控制时间常数一般是秒级。二级电压控制的时间常数为分钟级，它在整个分级控制模型中承上启下，是重要的一环。它的主要任务是以某种协调的方式重新设置区域内各自动电压调节器（一级电压控制）的参考值或设定值，以达到系统范围内的良好运行性能。它首先将整个电力系统分解成若干控制区域（controlzone），在每个控制区域中选出其最关键的对区域内其他节点有重要影响的电压母线为“中枢母线”(pilotnode)，并根据中枢母线的电压偏差，按照某种预定的控制方式进行协调，有效的调整区域内各控制发电机（controlgenerators）的自动电压调节器(AVR，AutomaticVoltageRegulator)的参考电压设定值或其他无功源的设定值，从而使中枢母线的电压基本保持不变，进而维持整个区域的电压水平，并使无功分布在一个良好的状态。

二级电压控制中利用到协调二级电压控制模型（CSVC,CoordinatedSecondaryVoltageControl）。模型的建立涉及到准稳态灵敏度的计算。孙宏斌，张伯明，相年德在《准稳态的灵敏度分析方法》（中国电机工程学报，1999年4月V19N4，pp.9-13）中提出了准稳态灵敏度方法，与常规的静态的灵敏度分析方法不同，准稳态灵敏度方法考虑了电力系统准稳态的物理响应，计及系统控制前后新旧稳态间的总变化，有效提高了灵敏度分析的精度。该方法基于电力系统的PQ解耦模型，当发电机安装有自动电压调节器(AVR)时，可认为该发电机节点为PV节点；而当发电机装有自动无功功率调节(AQR)或自动功率因数调节(APFR)时，可认为该发电机节点与普通负荷节点相同均为PQ节点。此外，将负荷电压静特性考虑成节点电压的一次或二次曲线。这样所建立的潮流模型就自然地将这些准稳态的物理响应加以考虑，从而基于潮流模型计算出的灵敏度即为准稳态的灵敏度。在潮流模型下，设PQ节点和PV节点个数分别为N_PQ和N_PV，状态量x是PQ节点的电压幅值控制变量u＝[Q_PQV_PVT_k]^T，其中是PQ节点的无功注入，是PV节点的电压幅值，是变压器变比，T为倒置符号，重要的依从变量h＝[Q_bQ_PV]^T，其中Q_b∈R^b是支路无功潮流，是PV节点的无功注入。这时，有无功潮流模型为：

Q_PQ(V_PQ,V_PV,T_k)＝0（1）

Q_b＝Q_b(V_PQ,V_PV,T_k)（2）

Q_PV＝Q_PV(V_PQ,V_PV,T_k)（3）

可得准稳态无功类灵敏度的计算公式见表1。

表1准稳态的无功类灵敏度S_(x,h)u的计算公式

其中上表中的所有量都可以直接对潮流模型(1)-(3)的雅可比矩阵求逆得到。

传统协调二级电压控制模型为一个二次规划模型。所涉及到的各个变量如下：

Q_g表示控制发电机当前无功出力，V_g表示控制发电机机端母线当前电压，V_p表示中枢母线当前电压，V_H表示发电机高压侧母线的当前电压。C_g为发电机无功对中枢母线电压的灵敏度矩阵，C_vg为发电机无功对发电机高压侧母线电压的灵敏度矩阵，满足：

ΔV_p＝C_gΔQ_g(4)

ΔV_H＝C_vgΔQ_g(5)

此外，有关风电场的自动电压控制，当前的主要调整与控制手段包括：1○风机自身的无功调节；②电容、电抗等离散调节设备；③SVC/SVG等快速动态无功补偿设备；各种控制设备特点阐述如下。

首先是风电机组自身，风电机组有变速恒频(VSCF)以及定速恒频(CSCF)两类。定速恒频采用同步发电机或者感应发电机，不论风速如何变化，保持风力机转速恒定(通常为同步速)。变速恒频机组采用不同类型的发电机，并辅之以相关的电力电子变流设备，配合发电机进行功率控制，以实现变转速情形下并网发电。

目前广泛采用的交流励磁双馈电机是变速恒频风力发电机组的一种，它的结构类似于绕线型感应电机，只是转子绕组上加有滑环和电刷，旋转电机的定子和转子均安放对称三相绕组，其定子与普通交流电机定子类似，定子绕组由具有固定频率的对称三相电源激励。电机定转子极数相同。实质上，双馈电机与普通异步电机的工作原理是一致的。二者普通的区别在于普通异步电机转子电流的频率取决于电机的转速，由转子短路条感应电势的频率决定，与转差率有关，而转子电流本身的频率不能自主地、人为地调整。双馈电机转子绕组的频率由外加交流励磁电源供电，通过电力电子器件的调控，转子电流频率可以随之变化调节。

变速恒频系统中风电机采用变速运行，即风机叶轮跟随风速的变化改变其旋转速度。三相定子绕组直接与电网相连。电机的转子为正交的三相绕组，并经由IGBT组成的交直交电压型变频器与电网相连。当电机的负载或转速变化时，通过变频器调节转子绕组的电流频率和相位，不仅能保持定子输出的电压和频率不变，而且还能快速连续地调节风机发出无功功率。

现有变频器技术能保证双馈电机的功率因数至少在±0.95之间动态可调，对应于额定功率为1.5MW的风机，其无功上下可调范围就为±500kVar。例如华锐配备了PM3000型变频器风机的无功调整接口。

经由现场试验，验证了双馈发电机的无功出力确实能在±500kVar动态可调。并且可以实现有功和无功的解耦控制，表明双馈发电机具有定电压控制的基本能力。

但由于目前电网侧对风机的无功出力没有相应的要求，风电场现场也缺乏对风机无功出力的统一调控系统，所以目前在风电场的内部分控制系统（风电场对场内各台风机的控制系统）中，风机基本上都被设置成定功率因数运行的控制模式，使风机自身的无功调节能力未能发挥出来。

事实上，双馈发电机配备的变频器就相当于一台SVG装置，若每台1.5MW的风机都具有500kVar的无功上下可调容量。相当于每个风电场都额外配备有占总装机容量30%的SVG设备。如果利用起来，将对维持电压稳定起到关键性的作用。

其次是低压电容电抗器，风电场一般配备了一定数量的可投切电容电抗器，一般造价低廉，控制方便，但此类控制设备存在固有的弊端：

(1)只能实现阶跃型的离散控制。一般来说，电容电抗器全天的动作次数以及连续两次动作之间的时间间隔有严格的要求，无法实现快速连续调节，因此也无法有效解决风电场电压波动大的问题。

(2)目前风电场配备的电容器容量较大，但都由风电场独自控制，缺乏统一管理，这就导致各个风电场的电容器不合理投切，反而在某些时候会加重故障的严重程度。

(3)电容的无功补偿能力取决于电压水平，当电压水平低的时候，其能提供的无功补偿能力也相应降低，不利于对电网电压水平实现有效的支撑。

SVC或SVG通常是由并联电容器组（或滤波器）和一个可调节电感量的电感元件所组成。SVC向系统注入的无功功率可以根据调节可调电感的电感值来实现连续平滑的调节。SVG以电压型逆变器为基础，通过控制绝缘栅双极型晶体管IGBT(InsulatedGateBipolarTransistor)，的开断，可改变电容器的电压，从而改变SVG的输出电压的幅值，达到调节SVG吸收或发出的无功功率的目的。

SVC或SVG的主要优点在于能够跟踪电网或负荷的无功波动，进行无功的实时补偿，从而维持电压的稳定。SVC或SVG提供的无功补偿是动态的，即根据无功的需求或电压的变化自动跟踪补偿，可提供动态的电压支撑，改善系统的运行性能。

但现在风电场配备的磁控电抗器MCR(magneticcontrolreactor)型SVC是利用调节电感的励磁，来调整电感值大小，一般反应速度较慢，可调容量较小，难以在电压剧烈波动时提供有力支持。而晶闸管控制电抗器TCR(thyristorcontrolledreactor)型SVC是利用半导体原件的开断，来控制电感的导通与关断，从而调节电感值的大小，但会产生大量谐波，需要多套滤波电路的配套使用。

SVG具有反应速度快，且可滤掉电网谐波，调节电压三相不平衡度的优点，但由于其价格偏高，难以在风电场大规模应用。

此外，现有风场配备的SVC装置大多设定为定功率因数运行方式，无法在需要时对电网提供无功支持。为了满足风电场及风电场参与电网侧的AVC控制，可通过更改现有风电机组及场侧SVC装置的控制方式，将风电场侧无功调节能力上传上组AVC控制，从而将风电场纳入二级电压控制。

发明内容

本发明的目的是充分利用风电场侧的无功电压调节能力（包括风电机组及风电场内部的无功补偿装置），使其参与所在控制区域的二级电压控制，并基于此，提出了一种考虑风电场无功调节能力的协调二级电压控制方法，本控制方法针对风电场的运行控制特性，将已有协调二级电压控制方法进行了扩充与改进，以实现风电场所在控制区域的二级电压控制，提高风电场运行的的稳定性与经济性。

本发明提出的一种考虑风电场调节能力的协调二级电压控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

1）在一个控制周期开始时，首先采集控制区域内的电网运行状态数据；

2）在数据采集完成后，进行数据处理，首先判断中枢节点的电压水平，若电压水平不合格，则二级电压控制系统按电压偏移方向调节控制区域内发电机，并返回步骤1）；若合格转步骤3)；

3）判断区域内发电机与各风电场节点的电压水平是否合格，若存在电压水平不合格的风电场节点，则将不合格的风电场节点及其电压水平反馈至协调二级电压控制中心，同时调节电压不合格风电场节点下的无功补偿设备；

4）利用协调二级电压控制系统并考虑风电场无功调节能力进行协调优化计算；具体计算方法为：

(a)首先定义无功裕度向量Θ_g，以实现增大发电机无功裕度，并使之出力更加均衡：当接入传统机组或无功调节设备时，无功裕度向量Θ_g第i个分量为

${\mathrm{\Θ}}_{\mathrm{gi}}^G=\frac{Q_{\mathrm{gi}}^G+\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{gi}}^G-Q_{\mathrm{gi}}^{G.\min }}{G_{\mathrm{gi}}^{G.\max }-Q_{\mathrm{gi}}^{G.\min }}---\left(6\right)$

当第i个分量为风电场节点接入时，其无功裕度被定义为：

${\mathrm{\Θ}}_{\mathrm{gi}}^W=C^T\frac{Q_{\mathrm{gi}}^T+\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{gi}}^T-Q_{\mathrm{gi}}^{T.\min }}{Q_{\mathrm{gi}}^{T.\max }-Q_{\mathrm{gi}}^{T.\min }}+C^S\frac{Q_{\mathrm{gi}}^S+\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{gi}}^S}{Q_{\mathrm{gi}}^{S.n}}---\left(7\right)$

其中，与为机组、补偿装置当前无功出力；与机组与补偿装置优化的无功调节量，其与的间关系表示为 与为机组可调无功上下限；为风电场补偿设备容量；C^T与C^S为风电场内机组与补偿装置的无功调节分配系数；由此得无功裕度相量为：

${\mathrm{\Θ}}_g=\left[\begin{array}{c}{\mathrm{\Θ}}_g^G\\ {\mathrm{\Θ}}_g^W\end{array}\right]---\left(8\right)$

(b)将||Θ_g||²引入到二次规划目标函数中，以保证一方面增加控制发电机的无功裕度，另一方面促使各台控制发电机向无功出力更加均衡的方向发展；

构造二次规划形式的目标函数如下：

$\underset{{\mathrm{\ΔQ}}_g}{\min }\{W_p{\left|\right|a\·(V_p-V_p^{\mathrm{ref}})+C_g{\mathrm{\ΔQ}}_g\left|\right|}^2+W_q{\left|\right|{\mathrm{\Θ}}_g\left|\right|}^2\}---\left(9\right)$

其中，ΔQ_g作为优化变量，表示控制发电机或风电场的无功出力的调节量；和分别表示控制发电机当前无功、无功下限和无功上限；V_p和表示中枢母线当前电压和设定电压；W_p和W_q为权重系数，α为增益系数；

式（9）需要满足的安全约束条件包括：

$\left|C_{\mathrm{vg}}{\mathrm{\ΔQ}}_g\right|\≤{\mathrm{\ΔV}}_H^{\max }---\left(10\right)$

$V_H^{\min }\≤V_H+C_{\mathrm{vg}}\mathrm{\Δ}{Q}_g\≤V_H^{\max }---\left(11\right)$

$V_p^{\min }\≤V_p+C_g{\mathrm{\ΔQ}}_g\≤V_p^{\max }---\left(12\right)$

$G_g^{G.\min }\≤Q_g^G+{\mathrm{\ΔQ}}_g^G\≤G_g^{G.\max }---\left(13\right)$

$Q_g^{T.\min }\≤Q_g^T+{\mathrm{\ΔQ}}_g^T\≤G_g^{T.\max }---\left(14\right)$

$G_g^S+{\mathrm{\ΔQ}}_g^S\∈Q_g^{S.n}---\left(15\right)$

和分别表示中枢母线当前电压、中枢母线电压下限和中枢母线电压上限；和分别表示控制发电机当前无功、无功下限和无功上限；和分别表示控制风电机组当前无功、无功下限和无功上限；和分别表示发电机高压侧母线的当前电压、电压下限、电压上限和允许的单步最大调整量；C_vg为发电机无功出力对发电机高压侧母线电压的准稳态灵敏度矩阵，C_g为发电机无功出力对中枢母线电压的准稳态灵敏度矩阵；

根据式（9）至式（15）所述目标函数与约束条件，计算求得包括风电场在内的各发电机所需要的无功功率分配值作为优化计算结果，并转步骤5）；

5）根据步骤4）计算所得优化计算结果判断包括风电场在内的各发电机无功分配均衡度，若当前运行状态下的无功分配处于合理范围内，则下一控制周期维持当前控制策略不变；若无功分配不符合协调优化所得的计算结果，则按所得优化计算结果作为发电机和风电节点的电压水平调整指令，下发到各发电机和风电场，转步骤6）；

6）当风电场侧收到电压水平调整指令后，进入风电场内部控制系统，首先根据所得到的电压水平调整指令计算风电场节点的无功调节需求量，继而根据所得无功调节量计算分配机组及场内无功调节装置各自的无功调节量，并将所得无功调节量计算结果由场内控制系统下发控制指令，最后根据调节后的机组及无功补偿设备运行状态计算新的无功调节范围，并上传最新的电压水平、无功出力及无功可用的调节范围。

除风电场外的其它发电机桉发电机自身已有的控制方式进行电压水平调整指令的跟踪调节；

无功调节范围的计算方式如下式所示：

$\left\{\begin{array}{c}{Q}_{s.j}^{\min }=-\frac{{\left|U_s\right|}^2}{X_{\mathrm{ss}}}\sqrt{\frac{{\left|{\stackrel{\·}{U}}_s\right|}^2{x}_m^2}{X_{\mathrm{ss}}^2}-P_s^2}\\ Q_{s.j}^{\max }=-\frac{{\left|U_s\right|}^2}{X_{\mathrm{ss}}}+\sqrt{\frac{{\left|{\stackrel{\·}{U}}_s\right|}^2{x}_m^2}{X_{\mathrm{ss}}^2}-P_s^2}\end{array}\right.---\left(15\right)$

$\left\{\begin{array}{c}{G}_{\mathrm{gi}}^{T.\max }=\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{Q}_{s.j}^{\max }\\ G_{\mathrm{gi}}^{T.\min }=\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{Q}_{s.j}^{\min }\end{array}\right.---\left(16\right)$

其中：为风电场内第j台机组的无功出力上下限；为机端电压矢量值；x_m为励磁电抗；X_ss为定子回路等效电抗；P_s为当前有功出力；为风电场内机组能输出的无功极限值；

将上述所得风电机组部分的与场内补偿设备的剩余无功调节容量合并，即可得到风电场总的无功调节范围；

7）各发电机及风电场反馈其当前的无功调节范围至二级电压控制系统，结束本轮控制，控制系统在下一控制周期到时时，返回步骤1）。

本发明的特点和效果

本发明方法中二级电压控制在传统协调二级电压控制模型（CSVC）基础上，将风电场无功调节能力考虑到目标函数及约束条件中，使其参与控制区域内的无功调整。同时，为了实现增大发电机无功裕度，并使之出力更加均衡的目的，本发明定义了传统发电机及风电场的无功裕度指标Θ_g，以平衡参与二级电压控制的发电机及风电场无功分配。

利用本发明所提出的考虑风电场无功调节能力的协调二级电压控制方法，可有效提高风电场无功调节能力的利用，实现考虑风电接入下的全局无功电压最优分布。其核心思想在于通过将风电场侧给出的风电机组、无功补偿设备的无功调节范围，及当前无功运行水平加入到协调二级电压控制模型，使风电场参与到所在控制区域的自动电压控制，不仅充分利用了风电场的无功调节能力，提高了风电接入点的电压稳定性，同时也为控制区域内的AVC运行提供了更多的调节手段。

附图说明

图1为本发明所提控制系统控制流程。

具体实施方式

本发明提出的考虑风电场无功调节能力的协调二级电压控制方法，为适应风电场接入电网后的运行需求，以现有的协调二级电压控制系统为基础，加入风电场的调节控制，即而实现风电场无功调节能力的充分利用，扩大协调二级电压控制对象范围，

本发明的控制方法结合附图详细说明其具体实施方式如下：

本发明提出的考虑风电场调节能力的协调二级电压控制方法流程如图1所示，包括以下步骤：

1）在一个控制周期开始时（例如控制周期设置为30秒），首先采集控制区域内的电网运行状态数据（例如，对应中枢节点当前的电压水平、控制发电机与风电场节点的当前电压水平、无功出力水平、可用的无功调节范围等）。

2）在数据采集完成后，进行数据处理，首先判断中枢节点的电压水平，若电压水平不合格(当电压水平偏离额定值的±10%)，则二级电压控制系统按电压偏移方向调节控制区域内发电机，并返回步骤1）；若合格转步骤3)；

3）判断区域内发电机与各风电场节点的电压水平是否合格，若存在电压水平不合格的风电场节点，则将不合格的风电场节点及其电压水平反馈至协调二级电压控制中心，同时调节电压不合格风电场节点下的无功补偿设备(可按每次投切一组电容器，逐次投切)；转步骤1），若各点电压水平均合格，则执行当前周期下发的控制策略不变，转步骤4）；

4）利用协调二级电压控制系统并考虑风电场无功调节能力进行协调优化计算；具体计算方法为：

(a)首先定义无功裕度向量Θ_g，以实现增大发电机无功裕度，并使之出力更加均衡：当接入传统机组或无功调节设备时，无功裕度向量Θ_g第i个分量为

${\mathrm{\Θ}}_{\mathrm{gi}}^G=\frac{Q_{\mathrm{gi}}^G+\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{gi}}^G-Q_{\mathrm{gi}}^{G.\min }}{G_{\mathrm{gi}}^{G.\max }-Q_{\mathrm{gi}}^{G.\min }}---\left(6\right)$

当第i个分量为风电场节点接入时，其无功裕度被定义为：

${\mathrm{\Θ}}_{\mathrm{gi}}^W=C^T\frac{Q_{\mathrm{gi}}^T+\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{gi}}^T-Q_{\mathrm{gi}}^{T.\min }}{Q_{\mathrm{gi}}^{T.\max }-Q_{\mathrm{gi}}^{T.\min }}+C^S\frac{Q_{\mathrm{gi}}^S+\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{gi}}^S}{Q_{\mathrm{gi}}^{S.n}}---\left(7\right)$

其中，与为机组、补偿装置当前无功出力；与机组与补偿装置优化的无功调节量，其与的间关系表示为 与为机组可调无功上下限（由步骤1采集得到）；为风电场补偿设备容量；C^T与C^S为风电场内机组与补偿装置的无功调节分配系数（由步骤1采集得到）。由此得无功裕度相量为：

${\mathrm{\Θ}}_g=\left[\begin{array}{c}{\mathrm{\Θ}}_g^G\\ {\mathrm{\Θ}}_g^W\end{array}\right]---\left(8\right)$

(b)将||Θ_g||²引入到二次规划目标函数中，以保证一方面增加控制发电机的无功裕度，另一方面促使各台控制发电机向无功出力更加均衡的方向发展；

构造二次规划形式的目标函数如下：

$\underset{{\mathrm{\ΔQ}}_g}{\min }\{W_p{\left|\right|a\·(V_p-V_p^{\mathrm{ref}})+C_g{\mathrm{\ΔQ}}_g\left|\right|}^2+W_q{\left|\right|{\mathrm{\Θ}}_g\left|\right|}^2\}---\left(9\right)$

其中，ΔQ_g作为优化变量，表示控制发电机或风电场的无功出力的调节量；和分别表示控制发电机当前无功、无功下限和无功上限（由步骤1采集得到）；V_p和表示中枢母线当前电压和设定电压（由步骤1采集得到）；W_p和W_q为权重系数，α为增益系数（由步骤1采集得到）；

式（9）需要满足的安全约束条件包括：

${|C}_{\mathrm{vg}}{\mathrm{\ΔQ}}_g|\≤{\mathrm{\ΔV}}_H^{\max }---\left(10\right)$

$V_H^{\min }\≤V_H+C_{\mathrm{vg}}{\mathrm{\ΔQ}}_g\≤V_H^{\max }---\left(11\right)$

$V_p^{\min }\≤V_p+C_g\mathrm{\Δ}{Q}_g\≤V_p^{\max }---\left(12\right)$

$Q_g^{G.\min }\≤Q_g^G+{\mathrm{\ΔQ}}_g^G\≤G_g^{G.\max }---\left(13\right)$

$Q_g^{T.\min }\≤Q_g^T+{\mathrm{\ΔQ}}_g^T\≤G_g^{T.\max }---\left(14\right)$

$Q_g^S+{\mathrm{\ΔQ}}_g^S\∈Q_g^{S.n}---\left(15\right)$

和分别表示中枢母线当前电压、中枢母线电压下限和中枢母线电压上限；和分别表示控制发电机当前无功、无功下限和无功上限；和分别表示控制风电机组当前无功、无功下限和无功上限；和分别表示发电机高压侧母线的当前电压、电压下限、电压上限和允许的单步最大调整量（由步骤1采集得到）。C_vg为发电机无功出力对发电机高压侧母线电压的准稳态灵敏度矩阵，C_g为发电机无功出力对中枢母线电压的准稳态灵敏度矩阵；

根据式（9）至式（15）所述目标函数与约束条件，计算求得包括风电场在内的各发电机所需要的无功功率分配值作为优化计算结果，并转步骤5）；

5）根据步骤4）的计算所得优化计算结果判断包括风电场在内的各发电机无功分配均衡度，若当前运行状态下的无功分配处于合理范围内(∣当前无功功率－计算结果的无功计算分配量∣≤当前无功功率×5%)，则下一控制周期维持当前控制策略不变；若无功分配不符合协调优化所得的计算结果，则按所得优化计算结果作为发电机和风电节点的电压水平调整指令，下发到各发电机和风电场，转步骤6）；

6）当风电场侧收到电压水平调整指令后，进入风电场内部控制系统，首先根据所得到的电压水平调整指令计算风电场节点的无功调节需求量，继而根据所得无功调节量计算分配机组及场内无功调节装置各自的无功调节量，并将所得无功调节量计算结果由场内控制系统下发控制指令，最后根据调节后的机组及无功补偿设备运行状态计算新的无功调节范围，并上传最新的电压水平、无功出力及无功可用的调节范围。

除风电场外的其它发电机桉发电机自身已有的控制方式进行电压水平调整指令的跟踪调节；

无功调节范围的计算方式如下式所示：

$\left\{\begin{array}{c}{Q}_{s.j}^{\min }=-\frac{{\left|U_s\right|}^2}{X_{\mathrm{ss}}}\sqrt{\frac{{\left|{\stackrel{\·}{U}}_s\right|}^2{x}_m^2}{X_{\mathrm{ss}}^2}-P_s^2}\\ Q_{s.j}^{\max }=-\frac{{\left|U_s\right|}^2}{X_{\mathrm{ss}}}+\sqrt{\frac{{\left|{\stackrel{\·}{U}}_s\right|}^2{x}_m^2}{X_{\mathrm{ss}}^2}-P_s^2}\end{array}\right.---\left(15\right)$

$\left\{\begin{array}{c}{G}_{\mathrm{gi}}^{T.\max }=\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{Q}_{s.j}^{\max }\\ G_{\mathrm{gi}}^{T.\min }=\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{Q}_{s.j}^{\min }\end{array}\right.---\left(16\right)$

其中：为风电场内第j台机组的无功出力上下限（由步骤1采集得到）；为机端电压矢量值；x_m为励磁电抗；X_ss为定子回路等效电抗；P_s为当前有功出力；为风电场内机组能输出的无功极限值（由式15计算得到）。

将上述所得风电机组部分的与场内补偿设备的剩余无功调节容量合并，即可得到风电场总的无功调节范围；

7）各发电机及风电场反馈其当前的无功调节范围至二级电压控制系统，结束本轮控制，控制系统在下一控制周期到时时，返回前述步骤1）。

Claims (1)

1.一种考虑风电场调节能力的协调二级电压控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)在一个控制周期开始时，首先采集控制区域内的电网运行状态数据；

2)在数据采集完成后，进行数据处理，首先判断中枢节点的电压水平，若电压水平不合格，则二级电压控制系统按电压偏移方向调节控制区域内发电机，并返回步骤1)；若合格转步骤3)；

3)判断区域内发电机与各风电场节点的电压水平是否合格，若存在电压水平不合格的风电场节点，则将不合格的风电场节点及其电压水平反馈至协调二级电压控制中心，同时调节电压不合格风电场节点下的无功补偿设备；

4)利用协调二级电压控制系统并考虑风电场无功调节能力进行协调优化计算；具体计算方法为：

(a)首先定义无功裕度向量Θ_g，以实现增大发电机无功裕度，并使之出力更加均衡：当接入传统机组或无功调节设备时，无功裕度向量Θ_g第i个分量为

${\mathrm{\Θ}}_{g_i}^G=\frac{Q_{g_i}^G+{\mathrm{\ΔQ}}_{g_i}^G-Q_{g_i}^{G.min}}{Q_{g_i}^{G.\max }-Q_{g_i}^{G.\min }}---\left(6\right)$

其中，表示第i台常规控制发电机当前无功值，表示第i台常规控制发电机的优化无功调节量，和分别第i台常规控制发电机的无功下限和无功上限；

当第i个分量为风电场节点接入时，其无功裕度被定义为：

${\mathrm{\Θ}}_{g_i}^W=C^T\frac{Q_{g_i}^T+{\mathrm{\ΔQ}}_{g_i}^T-Q_{g_i}^{T.\min }}{Q_{g_i}^{T.\max }-Q_{g_i}^{T.\min }}+C^S\frac{Q_{g_i}^S+{\mathrm{\ΔQ}}_{g_i}^S}{Q_{g_i}^{S.n}}---\left(7\right)$

其中，与为机组、补偿装置当前无功出力；与为机组与补偿装置优化的无功调节量，其与的间关系表示为 ${\mathrm{\ΔQ}}_g=\left[\begin{array}{c}{\mathrm{\ΔQ}}_g^G\\ {\mathrm{\ΔQ}}_g^T+{\mathrm{\ΔQ}}_g^S\end{array}\right];$ ΔQ_g作为优化变量，表示控制发电机或风电场的无功出力的调节量，表示常规控制发电机的优化无功调节量，和分别表示风电场的风电机组和补偿装置的优化无功调节量；与为机组可调无功上下限；为风电场补偿设备容量；C^T与C^S为风电场内机组与补偿装置的无功调节分配系数；由此得无功裕度相量为：

${\mathrm{\Θ}}_g=\left[\begin{array}{c}{\mathrm{\Θ}}_g^G\\ {\mathrm{\Θ}}_g^W\end{array}\right]---\left(8\right)$

(b)将||Θ_g||²引入到二次规划目标函数中，以保证一方面增加控制发电机的无功裕度，另一方面促使各台控制发电机向无功出力更加均衡的方向发展；

构造二次规划形式的目标函数如下：

$\underset{{\mathrm{\ΔQ}}_g}{min}\left\{W_p\right||a\·(V_p-V_p^{ref})+C_g{\mathrm{\ΔQ}}_g|{|}^2+W_q\left|\right|{\mathrm{\Θ}}_g\left|{|}^2\right\}---\left(9\right)$

其中，C_g表示电机无功出力对中枢母线电压的准稳态灵敏度矩阵，ΔQ_g作为优化变量，表示控制发电机和风电场的无功出力的调节量；Q_g表示控制发电机和风电场的当前无功值；V_p和表示中枢母线当前电压和设定电压；W_p和W_q为权重系数，α为增益系数；

式(9)需要满足的安全约束条件包括：

$\left|C_{vg}{\mathrm{\ΔQ}}_g\right|\≤{\mathrm{\ΔV}}_H^{max}---\left(10\right)$

$V_H^{min}\≤V_H+C_{vg}{\mathrm{\ΔQ}}_g\≤V_H^{\max }---\left(11\right)$

$V_p^{min}\≤V_p+C_g{\mathrm{\ΔQ}}_g\≤V_p^{max}---\left(12\right)$

$Q_g^{G.min}\≤Q_g^G+{\mathrm{\ΔQ}}_g^G\≤Q_g^{G.max}---\left(13\right)$

$Q_g^{T.min}\≤Q_g^T+{\mathrm{\ΔQ}}_g^T\≤Q_g^{T.\max }---\left(14\right)$

$Q_g^S+{\mathrm{\ΔQ}}_g^S\∈Q_g^{S.n}---\left(15\right)$

V_p、和分别表示中枢母线当前电压、中枢母线电压下限和中枢母线电压上限；和分别表示控制发电机当前无功、无功下限和无功上限；和分别表示控制风电机组当前无功、无功下限和无功上限，表示风电场中补偿设备的当前无功值，表示风电场中补偿设备容量能够发出的无功功率绝对值的最大值；V_H、和分别表示发电机高压侧母线的当前电压、电压下限、电压上限和允许的单步最大调整量；C_vg为发电机无功出力对发电机高压侧母线电压的准稳态灵敏度矩阵，C_g为发电机无功出力对中枢母线电压的准稳态灵敏度矩阵；

根据式(9)至式(15)所述目标函数与约束条件，计算求得包括风电场在内的各发电机所需要的无功功率分配值作为优化计算结果，并转步骤5)；

5)根据步骤4)计算所得优化计算结果判断包括风电场在内的各发电机无功分配均衡度，若当前运行状态下的无功分配处于合理范围内，则下一控制周期维持当前控制策略不变；若无功分配不符合协调优化所得的优化计算结果，则按所得优化计算结果作为发电机和风电节点的电压水平调整指令，下发到各发电机和风电场，转步骤6)；

6)当风电场侧收到电压水平调整指令后，进入风电场内部控制系统，首先根据所得到的电压水平调整指令计算风电场节点的无功调节需求量，继而根据所得无功调节量计算分配机组及场内无功调节装置各自的无功调节量，并将所得无功调节量计算结果由场内控制系统下发控制指令，最后根据调节后的机组及无功补偿设备运行状态计算新的无功调节范围，并上传最新的电压水平、无功出力及无功可用的调节范围；

除风电场外的其它发电机桉发电机自身已有的控制方式进行电压水平调整指令的跟踪调节；

无功调节范围的计算方式如下式所示：

$\left\{\begin{array}{c}{Q}_{s.j}^{\min }=-\frac{|U_s{|}^2}{X_{ss}}-\sqrt{\frac{|{\stackrel{\·}{U}}_s{|}^2{x}_m^2}{X_{ss}^2}-P_s^2}\\ Q_{s.j}^{\max }=-\frac{|U_s{|}^2}{X_{ss}}+\sqrt{\frac{|{\stackrel{\·}{U}}_s{|}^2{x}_m^2}{X_{ss}^2}-P_s^2}\end{array}\right.---\left(16\right)$

$\left\{\begin{array}{c}{Q}_{g_i}^{T.\max }=\underset{j=1}{\overset{n}{\Σ}}{Q}_{s.j}^{\max }\\ Q_{g_i}^{T.min}=\underset{j=1}{\overset{n}{\Σ}}{Q}_{s.j}^{\min }\end{array}\right.---\left(17\right)$

其中：为风电场内第j台机组的无功出力上下限；为机端电压矢量值，U_s为机端电压的幅值；x_m为励磁电抗；X_ss为定子回路等效电抗；P_s为当前有功出力；为风电场内机组能输出的无功极限值；

将上述所得风电机组部分的与场内补偿设备的剩余无功调节容量合并，即可得到风电场总的无功调节范围；

7)各发电机及风电场反馈其当前的无功调节范围至二级电压控制系统，结束本轮控制，控制系统在下一控制周期到来时，返回步骤1)。