CN106655204B - 基于多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了基于多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法包括：获取大规模风电集中接入区域电网运行控制参数；计算区域电网内风电集群点和各风电场接入点的无功电压灵敏度系数矩阵；计算区域电网内多无功源的实时无功补偿能力；利用动态无功补偿装置平抑小幅度电压波动；构建考虑多无功源互动的风电场群无功电压优化控制模型，利用模型求解得到的多无功源协调控制方案平抑较大幅度电压波动，从而能够考虑多无功源互动作用,进一步平抑风电场/群的电压波动,在确保电网安全的前提下进一步提升电网对风电的接纳能力。
Description
技术领域
本发明涉及大规模风电并网控制技术技术领域，具体地，涉及基于多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法。
背景技术
随着大型千万千瓦级风电基地风电装机容量急剧增长，风电在系统中的占比增加，风电功率波动对系统电压稳定性的影响不容忽视。与传统发电厂并网不同，大型风电场由众多容量较小的风电机组组成，再由许多风电场汇集成集群并入电网，这些机组和风电场在空间上具有一定的分散性。因此，大型场/群的无功电压控制不仅需要从时间尺度上研究无功源的动态响应配合，还需要从空间粒度上考虑无功源的物理分布影响。
目前针对风电场/群有功波动引起电压波动问题，国内外学者对相应的控制方法已经做了很多研究，主要分为以下2个类：
1)采用空间尺度上分层分区的控制思想。在满足上一级下达的控制目标的要求下，在本空间节点上通过多种无功控制手段实现无功电压的协调控制。但是，风电场群中的多种无功源存在着横向、纵向的相互影响和相互作用，除此之外，还有时间响应特性引起的时序递进关系和交互影响，这些因素都应该纳入到解决风电场群的的无功电压控制中去。
2)采用多时间尺度协调配合的控制思想。根据风电预测功率，在长时间尺度上，安排大容量离散无功补偿装置(电容、电抗器组)的投切计划，用于电压的粗调；在短时间尺度上，安排连续无功补偿装置(SVC，SVG)的出力计划，进行电压的细调。由于风电功率预测存在误差，实施多时间尺度的二次计划调压后，风电场群节点仍会存在电压偏差，因此仍然需要在实时控制层面上的通过无功电压优化控制来进行电压调整。
综上所述，虽然现有的风电场/群无功电压控制方法已经比较成熟，但是在理论和应用方面仍然存在需要改进的方向：1)无功电压控制中需要考虑多无功源在横向、纵向上的协调配合；2)采用多时间尺度计划调压应对风电场/群电压波动时，需要考虑实时控制层面上的自动电压修正，以降低二次计划调压的误差。
发明内容
本发明的目的在于，针对上述问题，提出基于多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法，以实现的能够考虑多无功源互动作用,进一步平抑风电场/ 群的电压波动平抑效果,在确保电网安全的前提下进一步提升电网对风电的接纳能力的优点。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：基于多无功源互动的风电场/ 群无功电压实时控制方法，主要包括：
步骤1：获取大规模风电集中接入区域电网运行控制参数；
步骤2：计算区域电网内风电集群点和各风电场接入点的无功电压灵敏度系数矩阵；
步骤3：计算区域电网内多无功源的实时无功补偿能力；
步骤4：利用动态无功补偿装置平抑小幅度电压波动；
步骤5：建立基于多无功源互动的风电场/群无功电压优化控制模型，利用模型求解得到的多无功源协调控制方案平抑较大幅度电压波动。
进一步地，所述步骤1包括获取电网的网络结构参数、获取区域电网中集群接入点、各风电场并网点运行电压参考值Ui,ref以及获取区域电网中场/群接入点连续型无功补偿装置的最大无功补偿量和离散型无功补偿装置的最大无功补偿量的容量之和，
所述离散型无功补偿装置的最大补偿容量为Ni,max·Qi,c0，Ni,max为电容/电抗器的最大可投切组数；
所述连续型无功补偿装置的最大补偿容量为[-Qi,smin +Qi,smax]，Qi,cmax为感性无功最大补偿容量，-Qi,cmin为容性无功最大补偿容量。
进一步地，所述步骤2包括，
步骤21：列写区域电网内风电集群点和各风电场接入点无功电压灵敏度方程；
设ΔP和ΔQ分别为风电场/群接入点注入的有功变化量和无功变化量，ΔU 和Δθ分别为风电场/群接入点的电压幅值变化量和相角的变化量，Jpu、Jpu、Jpu和Jpu为风电场/群接入区域电网的雅可比矩阵，则系统注入功率变化量与系统节点电压改变量的关系为：
步骤22：计算区域电网内节点无功电压灵敏度系数，
在风电场接入电网的主要注入量为风电场输出的有功功率和无功功率，若只考虑无功功率对电压的作用，根据公式(1)，则由可得节点电压变化关于注入无功功率变化的灵敏度关系为：
令
则第i个接入点电压关于第j个风电场输出无功功率变化的灵敏度关系Sij为：
Sij＝Ai,j (4)。
进一步地，所述步骤3包括，
步骤31：获取区域电网中场/群接入点无功补偿装置的实时状态，包括离散型无功补偿装置已经向电网补偿的无功功率ni,0·Qi,c0，所述ni,0表示电容/电抗器组已经投入的组数；连续型无功补偿装置已经向电网补偿无功功率Qi,s0， -Qi,smax≤Qi,s0≤+Qi,smax；
步骤32：计算区域电网中内风电集群点和各风电场接入点i处无功补偿装置可提供的无功补偿能力ΔQi，所述ΔQi包含两部分节点i离散电容电抗器能提供的无功补偿量ΔQi,c和连续无功补偿装置能提供的无功补偿量ΔQi,s，其中，节点i处离散并联电容/电抗器组的实时补偿能力ΔQi,s为：
节点i处连续无功补偿装置的实时补偿能力ΔQi,s为：
-Qi,smax-Qi,s0≤ΔQi,s≤Qi,smax-Qi,s0 (6)
进一步地，所述步骤4包括：
步骤41：读取风电场/群接入点的实时电压Ui，并计算其距该处目标电压偏差ΔUi，ΔUi＝Ui-Ui,ref (7)；
步骤42：判断风电场接入点电压波动幅度大小，若|ΔUi|≤ε，所述ε为无功补偿装置动作的电压偏差阈值，无功补偿装置不动作，等待下一个风电场出口处电压检测时刻的到来；若|ΔUi|＞ε，则执行下一步骤43；
步骤43：调节连续无功补偿装置无功出力ΔQi,s，平抑风电场/群接入点小幅度电压波动，具体为
根据风电集群点和各风电场接入点的无功灵敏度系数Sii，计算风电场i单独采用本节点处的SVC/SVG进行无功补偿时，所需求的无功补偿功率ΔQi,s为：
ΔQi,s＝Sii·ΔUi (8)
若ΔQi,s在该节点处连续无功补偿装置的补偿能力范围内，即 -Qi,smax-Qi,s0≤ΔQi,s≤Qi,smax-Qi,s0，则判定该次电压波动为小幅度电压波动，增发无功功率ΔQi,s，电压波动得以平抑；若无功补偿功率需求ΔQi,s超出了该节点处连续无功补偿装置的补偿能力，则判定该次电压波动属于幅值较大的电压波动，执行步骤5。
进一步地，所述步骤5建立基于多无功源互动的风电场/群无功电压优化控制模型包括：建立单目标的多元线性优化模型，具体为
根据公式(4)，区域电网内各节点的电压调整量根据区域电网内各节点的无功功率补偿量ΔQi进行计算：
式中：系数矩阵S表示该区域电网内各节点的无功电压灵敏度关系矩阵，其中灵敏度系数Si,j、Sj,j如公式(4)所示；向量ΔQ＝[ΔQ1 … ΔQn]表示该区域内汇集点、各风电场接入点处的无功补偿装置无功调整量；
其中约束条件包含状态变量约束，协调优化控制后，区域电网内各节点电压需要满足电压正常运行范围要求。
Ui,min≤Ui+ΔUi≤Ui,max i＝1,2,3…n (11)
式中：Ui,min、Ui,max表示各节点电压运行上、下限。
和控制变量约束，区域电网内各节点的无功补偿装置无功调整量应该在该节点无功补偿装置的可调节容量范围内，如下式所示：
由公式(10)-(12)可知，多无功源协调控制模型为单目标多元线性优化模型，化为标准形式：
式中：f(X)为目标函数，如公式(10)；X表示由该区域电网内风电集群点和各风电场接入点的连续型无功补偿装置无功调整量ΔQi,s和离散型无功补偿装置的投切组数ni构成的待优化决策向量；
所述利用模型求解得到的多无功源协调控制方案平抑较大幅度电压波动包括，根据模型的求解结果，调节该区域电网内风电集群点和各风电场接入点的无功补偿装置的无功补偿量，并判断调节后的区域电网内风电集群点和各风电场接入点电压偏差量ΔU′，若|ΔU′i|＞ε，则重复步骤4；否则，电压调节结束，等待下一个风电场接入点电压检测时刻的到来。
本发明各实施例的基于多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法，由于通过读取大规模风电集中接入区域电网运行控制参数；计算区域电网内风电集群点和各风电场接入点的无功电压灵敏度系数矩阵；计算区域电网内多无功源的实时无功补偿能力；利用动态无功补偿装置平抑小幅度电压波动；构建考虑多无功源互动的风电场/群无功电压优化控制模型，利用模型求解得到的多无功源协调控制方案平抑较大幅度电压波动。充分考虑到了大规模风电集中接入区域电网多无功源在横向、纵向上相互影响和相互作用,在无功电压实时控制层面将风电变化引起的电压波动控制在合理范围内,在确保电网安全的前提下进一步提升电网对风电的接纳能力。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。
下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
附图说明
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例一起用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1为本发明实施例所述的基于多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法控制流程图；
图2为本发明实施例所述的基于多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法大规模风电集中接入区域电网示意图；
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
具体地，图1是考虑多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法的流程图。图1中，控制方法流程图包括：
S1：读取大规模风电集中接入区域电网运行控制参数；
S2：计算区域电网内风电集群点和各风电场接入点的无功电压灵敏度系数矩阵；
S3：计算区域电网内多无功源的实时无功补偿能力；
S4：利用动态无功补偿装置平抑小幅度电压波动；
S5：构建考虑多无功源互动的风电场/群无功电压优化控制模型，利用模型求解得到的多无功源协调控制方案平抑较大幅度电压波动。
所述S1包括以下步骤：
S101：获取大规模风电集中接入区域电网的网络结构参数；
S102：获取区域电网内风电集群点和各风电场接入点运行电压参考值Ui,ref；
S103：获取区域电网内风电集群点和各风电场接入点安装的连续、离散无功补偿装置容量。其中离散无功补偿装置(并联电容/电抗器组)的补偿容量可表示为：Ni,max·Qi,0，Ni,max表示电容/电抗器的最大可投切组数；连续无功补偿装置 (SVC、SVG)的补偿容量为[-Qi,cmin+Qi,cmax]，Qi,cmax表示感性无功最大补偿容量，-Qi,cmin表示容性无功最大补偿容量。
所述S2包括以下步骤：
S201:列写区域电网内风电集群点和各风电场接入点无功电压灵敏度方程。
设ΔP和ΔQ分别为风电场/群接入点(包括风电场接入点和风电集群接入点)注入的有功、无功变化量，ΔU和Δθ分别为风电场/群接入点的电压幅值和相角的变化量。Jpu、Jpu、Jpu和Jpu为风电场/群接入区域电网的雅可比矩阵，雅各比矩阵中的各元素是由网络结构自身决定,已知特定电网的电抗等网络参数和拓扑结构时,利用节点电压法等方法即可求取。
则系统注入功率变化量与系统节点电压改变量的关系为：
S202:计算区域电网内节点无功电压灵敏度系数。
在风电场接入电网的主要注入量为风电场输出的有功和无功功率，若只考虑无功功率对电压的作用，根据公式(1)，则由可得节点电压变化关于注入无功功率变化的灵敏度关系为：
令
则第i个接入点电压关于第j个风电场输出无功功率变化的灵敏度关系Sij为：
Sij＝Ai,j (4)
所述S3包括以下步骤：
S301：获取区域电网中风电集群点和各风电场接入点无功补偿装置的实时状态。这其中包括：离散型无功补偿装置(电容/电抗器组)已经向电网补偿的无功功率ni,0·Qi,c0，ni,0表示电容/电抗器组已经投入的组数；连续型无功补偿装置 (SVC、SVG)已经向电网补偿无功功率Qi,s0，-Qi,smax≤Qi,s0≤+Qi,smax。
S302：计算区域电网中内风电集群点和各风电场接入点i处无功补偿装置可提供的无功补偿能力ΔQi，ΔQi包含两部分节点i离散电容电抗器能提供的无功补偿量ΔQi,c和连续无功补偿装置能提供的无功补偿量ΔQi,s。
其中，节点i处离散并联电容/电抗器组的实时补偿能力ΔQi,s为：
节点i处连续无功补偿装置(SVC、SVG)的实时补偿能力ΔQi,s为：
-Qi,smax-Qi,s0≤ΔQi,s≤Qi,smax-Qi,s0 (6)
所述S4包括以下步骤：
S401:读取风电集群点和各风电场接入点的实时电压Ui，并计算其距该处目标电压偏差ΔUi为：
ΔUi＝Ui-Ui,ref (7)
S402:判断风电场接入点电压波动幅度大小。若|ΔUi|≤ε(ε为无功补偿装置动作的电压偏差阈值)，表示电压波动的幅值很小，此时无功补偿装置不动作，等待下一个风电场出口处电压检测时刻的到来；若|ΔUi|＞ε，则执行下一步骤 S403；
S403：调节连续无功补偿装置无功出力，用于平抑风电场出口处小幅度电压波动。
根据风电集群点和各风电场接入点的无功灵敏度系数Sii，计算风电场i单独采用本节点处的SVC/SVG进行无功补偿时，所需求的无功补偿功率ΔQi,s为：
ΔQi,s＝Sii·ΔUi (8)
若ΔQi,s在该节点处连续无功补偿装置的补偿能力范围内，即 -Qi,smax-Qi,s0≤ΔQi,s≤Qi,smax-Qi,s0，则判定该次电压波动为小幅度电压波动，增发无功功率ΔQi,s，电压波动得以平抑；若无功补偿功率需求ΔQi,s超出了该节点处连续无功补偿装置的补偿能力，则判定该次电压波动属于幅值较大的电压波动，转而执行步骤S5。
所述S5包括以下步骤：
S501：构建并求解考虑多无功源互动的风电场群无功电压优化控制模型。
考虑到多种无功源之间存在着横向、纵向的相互影响和相互作用的特性，当风电场的动态无功补偿装置容量不足以平抑其接入点的电压波动时，结合该风电集群点和各风电场接入点的无功电压灵敏度系数，以该电网集群点和各风电场接入点电压修正量的平方和为优化目标，以集群点和其他风电场接入点的无功补偿调节量为控制变量，构建一个单目标的多元线性优化模型。将该电网集群点本身的剩余无功补偿能力和该区域电网内其他风电场接入点的剩余无功补偿容量进行协调优化分配，从而实现平抑风电场幅度较大电压波动的控制目标。风电接入区域内集群点与风电场接入点电压偏差的平方和最小。目标函数如下式所示：
Minf＝[U+ΔU-Uref]·[U+ΔU-Uref]T (9)
式中：U＝[U1 U2 U3 … Un]表示协调优化补偿前区域电网内各节点电压向量；ΔU＝[ΔU1 ΔU2 ΔU3 … ΔUn]表示协调优化补偿后区域电网内各节点的电压调整向量；Uref＝[Uref,1 Uref,2 Uref,3 … Uref,n]表示该时间段内汇集区域电网内各节点电压的参考值。
根据公式(4)，区域电网内各节点的电压调整量可以根据区域电网内各节点的无功功率补偿量ΔQi进行计算：
式中：系数矩阵S表示该区域电网内各节点的无功电压灵敏度关系矩阵，其中灵敏度系数Si,j、Sj,j如公式(4)所示；向量ΔQ＝[ΔQ1 … ΔQn]表示该区域内汇集点、各风电场接入点处的无功补偿装置无功调整量。
其中约束条件包含状态变量约束和控制变量约束。
1)状态变量约束。协调优化控制后，区域电网内各节点电压需要满足电压正常运行范围要求。
Ui,min≤Ui+ΔUi≤Ui,max i＝1,2,3…n (11)
式中：Ui,min、Ui,max表示各节点电压运行上、下限。
2)控制变量约束。区域电网内各节点的无功补偿装置无功调整量应该在该节点无功补偿装置的可调节容量范围内，如下式所示：
由公式(10)-(12)可知，本文所建的多无功源协调控制模型为单目标多元线性优化模型，化为标准形式如下所示：
式中：f(X)为目标函数，如公式(10)；X表示由该区域电网内风电集群点和各风电场接入点的连续型无功补偿装置无功调整量ΔQi,s和离散型无功补偿装置的投切组数ni构成的待优化决策向量。
S502：根据求解结果形成多无功源协调控制方案。
根据模型的求解结果，调节该区域电网内风电集群点和各风电场接入点的无功补偿装置的无功补偿量。并判断调节后的区域电网内风电集群点和各风电场接入点电压偏差量ΔU′，若|ΔU′i|＞ε，则重复步骤S4；否则，电压调节结束，等待下一个风电场接入点电压检测时刻的到来。
图2是一个风电集中接入区域电网示意图，以此为例，本发明提供的一种考虑多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法包括：
S1：获取电网参数
该区域电网内，共有330kV变电站两座，风电场9座，风电装机容量为 1000MW。其中风电场a-f汇集到变电站A的低压侧(110kV)，风电场g、h和k，汇集到变电站B，的低压侧(110kV),风电功率由A、B变电站汇集后送至主网。该区域电网内，变电站A、B和风电场a－h处均安装有离散型无功补偿装置(电容器/电抗器)和连续型无功补偿装置(SVC/SVG),无功补偿装置的安装容量如表1所示。
某一正常运行方式下，该区域电网风电出力60％，区域电网外送功率为600MW。在风电功率波动的扰动下，某时刻区域电网中各节点的电压情况如表2所示。
(1)区域电网内部多无功源的安装情况
表1区域电网内无功补偿装置的安装容量情况表
(2)节点电压参考值与实际值
表2区域电网内各节点的电压分布表
S2：计算区域电网内风电集群点和各风电场接入点的无功电压灵敏度系数矩阵
表3区域电网内节点无功电压灵敏度系数矩阵
S3：计算区域电网内多无功源的实时无功补偿能力
根据区域电网内实时投切状态，得到区域电网内离散无功补偿装置和连续无功补偿装置的剩余无功补偿能力如表4、表5所示。
表4区域电网内各节点处离散无功补偿装置的实时补偿能力
表5区域电网内各节点处连续无功补偿装置的实时补偿能力
S4：利用动态无功补偿装置平抑小幅度电压波动
根据各节点电压的偏差量ΔUi和无功电压灵敏度系数Sii，结合公式ΔQi,s＝Sii·ΔUi，求得各节点的无功功率需求量，如表6所示；
表6小幅度电压波动连续无功补偿装置调节信息表
设置无功补偿装置动作的电压偏差阈值ε为1.000kV，根据表6可知：风电场a、b、c、f和k的电压偏差大于ε，需要采用无功补偿装置进行无功电压调节。对比表(4)中的连续无功补偿装置剩余无功补偿能力和表(6)的区域电网内各节点的无功调压需求，可以得知风电场f、k节点处的连续无功补偿容量大于其电压波动引起的无功调压需求，属于小幅度电压波动；同理，风电场a、b、c节点的电压波动属于较大幅度电压波动。
表(6)中的第三、四列表示调节风电场f、k节点处SVC和SVG的无功功率后，区域电网内集群点和风电场的接入点电压。可以看出，风电场f、k节点的电压波动得到平抑，风电场a、b、c节点的电压偏差虽然得到降低，但是依然大于无功补偿装置动作的电压偏差阈值，因此转向步骤S5，继续调节。
S5：在S4调节的基础上，构建多无功源互动的风电场群无功电压优化控制模型，模型的求解结果如表7的第三、四和五列所示。根据模型求解结果调节多无功源的无功出力后，区域电网的节点电压如下表所示。
表7多无功源协调控制模型的电压平抑效果
至少可以达到以下有益效果：
最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，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。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (5)
1.基于多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1：获取大规模风电集中接入区域电网运行控制参数；
步骤2：计算区域电网内风电集群点和各风电场接入点的无功电压灵敏度系数矩阵；
步骤3：计算区域电网内多无功源的实时无功补偿能力；
步骤4：利用动态无功补偿装置平抑小幅度电压波动；具体包括：
步骤41：读取风电场/群接入点的实时电压Ui，并计算其距该处目标电压偏差ΔUi，ΔUi＝Ui-Ui,ref(7)；
步骤42：判断风电场接入点电压波动幅度大小，若|ΔUi|≤ε，所述ε为无功补偿装置动作的电压偏差阈值，无功补偿装置不动作，等待下一个风电场出口处电压检测时刻的到来；若|ΔUi|＞ε，则执行下一步骤43；
步骤43：调节连续无功补偿装置无功出力ΔQi,s，平抑风电场/群接入点小幅度电压波动，具体为
根据风电集群点和各风电场接入点的无功灵敏度系数Sii，计算风电场i单独采用本节点处的SVC/SVG进行无功补偿时，所需求的无功补偿功率ΔQi,s为：
ΔQi,s＝Sii·ΔUi(8)
若ΔQi,s在该节点处连续无功补偿装置的补偿能力范围内，即-Qi,smax-Qi,s0≤ΔQi,s≤Qi,smax-Qi,s0，则判定该次电压波动为小幅度电压波动，增发无功功率ΔQi,s，电压波动得以平抑；若无功补偿功率需求ΔQi,s超出了该节点处连续无功补偿装置的补偿能力，则判定该次电压波动属于幅值较大的电压波动，执行步骤5；
步骤5：建立基于多无功源互动的风电场/群无功电压优化控制模型，利用模型求解得到的多无功源协调控制方案平抑较大幅度电压波动。
2.根据权利要求1所述的基于多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法，其特征在于，所述步骤1包括获取电网的网络结构参数、获取区域电网中集群接入点、各风电场并网点运行电压参考值Ui,ref以及获取区域电网中场/群接入点连续型无功补偿装置的最大无功补偿量和离散型无功补偿装置的最大无功补偿量的容量之和，所述离散型无功补偿装置的最大补偿容量为Ni,max·Qi,c0，Ni,max为电容/电抗器的最大可投切组数；所述连续型无功补偿装置的最大补偿容量为[-Qi,smin+Qi,smax]，Qi,smax为感性无功最大补偿容量，-Qi，smin为容性无功最大补偿容量。
3.根据权利要求2所述的基于多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法，其特征在于，所述步骤2包括，
步骤21：列写区域电网内风电集群点和各风电场接入点无功电压灵敏度方程；
设ΔP和ΔQ分别为风电场/群接入点注入的有功变化量和无功变化量，ΔU和Δθ分别为风电场/群接入点的电压幅值变化量和相角的变化量，Jpu、Jpθ、Jqu和Jqθ为风电场/群接入区域电网的雅可比矩阵，则系统注入功率变化量与系统节点电压改变量的关系为：
步骤22：计算区域电网内节点无功电压灵敏度系数，在风电场接入电网的主要注入量为风电场输出的有功功率和无功功率，若只考虑无功功率对电压的作用，根据公式(1)，则由可得节点电压变化关于注入无功功率变化的灵敏度关系为：
令
则第i个接入点电压关于第j个风电场输出无功功率变化的灵敏度关系Sij为：
Sij＝Ai,j(4)。
4.根据权利要求3所述的基于多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法，其特征在于，所述步骤3包括，
步骤31：获取区域电网中场/群接入点无功补偿装置的实时状态，包括离散型无功补偿装置已经向电网补偿的无功功率ni,0·Qi,c0，所述ni,0表示电容/电抗器组已经投入的组数；连续型无功补偿装置已经向电网补偿无功功率Qi,s0，-Qi,smax≤Qi,s0≤+Qi,smax；
步骤32：计算区域电网中内风电集群点和各风电场接入点i处无功补偿装置可提供的无功补偿能力ΔQi，所述ΔQi包含两部分节点i离散电容电抗器能提供的无功补偿量ΔQi,c和连续无功补偿装置能提供的无功补偿量ΔQi,s，其中，节点i处离散并联电容/电抗器组的实时补偿能力ΔQi,c为：
节点i处连续无功补偿装置的实时补偿能力ΔQi,s为：
-Qi,smax-Qi,s0≤ΔQi,s≤Qi,smax-Qi,s0(6)。
5.根据权利要求1所述的基于多无功源互动的风电场/群无功电压实时控制方法，所述步骤5建立基于多无功源互动的风电场/群无功电压优化控制模型包括：建立单目标的多元线性优化模型，具体为：根据公式(4)，区域电网内各节点的电压调整量根据区域电网内各节点的无功功率补偿量ΔQi进行计算：
式中：系数矩阵S表示该区域电网内各节点的无功电压灵敏度关系矩阵，其中灵敏度系数Si,j、Sj,j如公式(4)所示；向量ΔQ＝[ΔQ1 ΔQn]表示该区域内汇集点、各风电场接入点处的无功补偿装置无功调整量；其中约束条件包含状态变量约束，协调优化控制后，区域电网内各节点电压需要满足电压正常运行范围要求：
Ui,min≤Ui+ΔUi≤Ui,max i＝1,2,3...n(11)
式中：Ui,min、Ui,max表示各节点电压运行上、下限和控制变量约束，区域电网内各节点的无功补偿装置无功调整量应该在该节点无功补偿装置的可调节容量范围内，如下式所示：
由公式(10)-(12)可知，多无功源协调控制模型为单目标多元线性优化模型，化为标准形式：
式中：f(X)为目标函数，X表示由该区域电网内风电集群点和各风电场接入点的连续型无功补偿装置无功调整量ΔQi,s和离散型无功补偿装置的投切组数ni构成的待优化决策向量；
所述利用模型求解得到的多无功源协调控制方案平抑较大幅度电压波动包括，根据模型的求解结果，调节该区域电网内风电集群点和各风电场接入点的无功补偿装置的无功补偿量，并判断调节后的区域电网内风电集群点和各风电场接入点电压偏差量ΔU′，若︱ΔU′︳＞ε，则重复步骤4；否则，电压调节结束，等待下一个风电场接入点电压检测时刻的到来。
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