CN110661270B - 含风电的电力系统电压稳定性协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种含风电的电力系统电压稳定性协调控制方法，首先根据含风电的电力系统结构，确定可用于电压稳定性控制的预选控制变量，然后计算各台双馈风力发电机的无功备用裕度相对于各个预选控制变量的灵敏度，基于灵敏度对预选控制变量进行筛选和权重因子分配，基于无功备用裕度和电压稳定裕度的线性关系，采用筛选得到控制变量构建协调控制的最优化模型，求解最优化模型得到各个控制变量的值，对相应的设备进行控制。本发明通过三种控制措施的协调控制，保证含风电的电力系统的电压稳定性。

Description

含风电的电力系统电压稳定性协调控制方法

技术领域

本发明属于风电系统稳定性技术领域，更为具体地讲，涉及一种含风电的电力系统电压稳定性协调控制方法。

背景技术

电压稳定是指系统在扰动后保持电压水平的能力，电压稳定性是指系统在扰动后的行为变化。近几年来，随着工业的持续发展，风力发电的利用率不断提高。通过长输电线路将多个风电场集成到电力系统中，由于风电的随机性和不确定性，给系统电压稳定性带来了巨大的挑战。风速突变引起的功率波动将影响电网的电压稳定性。如果电压太低，连接到该母线上的风电场可能会脱机。此外，由于缺乏动态无功支持，电压不稳定可能导致系统崩溃。

在电压稳定性研究中，无功备用是无功评估问题的必要条件。无功储备裕度对维持足够的电压控制和稳定的影响是众所周知的。目前增加无功备用裕度的措施主要是减少发电机有功功率输出，加入无功补偿设备或者切除部分负荷。从优先级，安全性，经济性角度出发，如何协调三种控制措施的权重，每种控制措施具体的控制量是多少，在保持系统电压稳定的同时达到所施加的控制量最小就很重要。通过求解三种控制措施里各个控制变量分别对无功功率提升的敏感度，将各个控制变量进行优先级排序，通过数学建模，建立求解最小控制量的凸二次规划问题模型。在求解最优化问题中，传统的算法如线性和连续线性规划算法，牛顿法，内点法等由于其复杂性，不收敛性和很高的计算成本，这些算法不能解决复杂目标函数的约束问题，需要进一步改进。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种含风电的电力系统电压稳定性协调控制方法，通过三种控制措施的协调控制，保证含风电的电力系统的电压稳定性。

为了实现上述发明目的，本发明含风电的电力系统电压稳定性协调控制方法包括以下步骤：

S1：根据含风电的电力系统结构，确定可用于有功功率输出调节的双馈风力发电机，记其集合为φ′₁，将这些双馈风力发电机的有功功率输出变化量△P_gi′作为预选控制变量，i′∈φ′₁；确定可用于无功补偿的并联电容，记其集合为φ′₂，将这些并联电容的等效电纳变化量△B_j′作为预选控制变量，j′∈φ′₂；确定可用于进行有功功率切负荷操作的负载，记其集合为φ′₃，将这些负载在进行切负荷操作时的有功功率变化量△P_a′作为预选控制变量，a′∈φ′₃；确定可用于进行无功功率切负荷操作的负载，记其集合为φ′₄，将这些负载在进行切负荷操作时的无功功率变化量△Q_b′作为预选控制变量，b′∈φ′₄；

S2：预先采集含风电的电力系统的历史运行数据，计算各台双馈风力发电机的无功备用裕度Q_rn相对于各个预选控制变量所对应参数的灵敏度，n＝1,2,…,N，N表示双馈风力发电机的数量；将各个控制变量所对应参数的灵敏度的绝对值进行平均得到平均灵敏度，然后将预选控制变量按照所对应参数进行分类，对于每个分类中的预选控制变量按照平均灵敏度大小进行降序排列，在每个分类中根据需要选择平均灵敏度大于预设阈值的若干个预选控制变量，将这些预选控制变量作为构建协调控制模型所使用的控制变量，其中：

将作为控制变量的双馈风力发电机的有功功率输出变化量记为△P_gi，i∈φ₁，φ₁表示筛选得到的作为控制变量的有功功率输出变化量对应的双馈风力发电机集合；将作为控制变量的并联电容的等效电纳变化量记为△B_j，j∈φ₂，φ₂表示筛选得到的作为控制变量的等效电纳变化量对应的并联电容集合；将作为控制变量的负载在进行切负荷操作时的有功功率变化量记为△P_a，a∈φ₃，φ₃表示筛选得到的作为控制变量的有功功率变化量的负载的集合；将作为控制变量的负载在进行切负荷操作时的无功功率变化量记为△Q_b，b∈φ₄，φ₄表示筛选得到的作为控制变量的无功功率变化量的负载的集合；

S3：对于筛选出的控制变量，根据所对应的灵敏度大小为各个控制变量设置权重因子，灵敏度越大对应的权重因子越大；

S4：基于步骤S2中筛选得到的控制变量构建协调控制模型，具体表达式如下：

其中，F表示最小化问题，

分别为步骤S3中确定的各控制变量对应的权重因子；

约束条件包括：

其中，

是第n台双馈风力发电机初始的无功备用裕度值，

是第n台双馈风力发电机的无功备用裕度最小限制值，

表示无功备用裕度Q_rn与双馈风力发电机的有功功率输出P_gi的灵敏度关系，

表示无功备用裕度Q_rn与并联电容的等效电纳B_j的灵敏度关系，

表示无功备用裕度Q_rn与作为控制变量的负载在进行切负荷操作时有功功率P_la的灵敏度关系，

表示无功备用裕度Q_rn与作为控制变量的负载在进行切负荷操作时无功功率Q_lb的灵敏度关系；

其中，VSM₀为系统初始电压稳定裕度值，VSM_min为最小电压稳定裕度限制值；

其中，

为总线k的电压初始值，

分别为总线k的电压最小值和最大值；

其中，

分别表示双馈风力发电机的有功功率变化量△P_gn的最小值和最大值，

分别表示并联电容的等效电纳变化量△B_j的最小值和最大值，

分别表示作为控制变量的负载在进行切负荷操作时有功功率变化量△P_la的最小值和最大值，

分别表示作为控制变量的负载在进行切负荷操作时无功功率变化量△Q_lb的最小值和最大值；

S5：对步骤S3中构建的协调控制模型进行求解，得到各个控制变量的值，对相应的设备进行控制。

本发明含风电的电力系统电压稳定性协调控制方法，首先根据含风电的电力系统结构，确定可用于电压稳定性控制的预选控制变量，然后计算各台双馈风力发电机的无功备用裕度相对于各个预选控制变量的灵敏度，基于灵敏度对预选控制变量进行筛选和权重因子分配，基于无功备用裕度和电压稳定裕度的线性关系，采用筛选得到控制变量构建协调控制的最优化模型，求解最优化模型得到各个控制变量的值，对相应的设备进行控制。

本发明将双馈风力发电机作为一个无功源，定义双馈风力发电机的无功备用裕度，通过求取无功备用裕度与各个预选控制变量的灵敏度关系进行变量筛选，去掉不必要的控制变量，从而大大简化模型的计算量，通过协调控制在满足电压稳定的前提下使所施加的控制量达到最小，从而通过三种控制措施的协调控制，保证含风电的电力系统的电压稳定性。

附图说明

图1是本发明含风电的电力系统电压稳定性协调控制方法的具体实施方式流程图；

图2是双馈风力发电机的有功功率无功功率结构图；

图3是双馈风力发电机的PQ曲线的示意图；

图4是本实施例中IEEE-39节点母线系统的结构图；

图5是本实施例中有功功率输出控制前后效果对比图；

图6是本实施例中并联电容补偿控制前后效果对比图；

图7是本实施例中切负荷控制前后效果对比图；

图8是本实施例中根据控制变量对相应设备进行控制后的电压稳定裕度提升效果图；

图9是本实施例中经过两轮控制后的电压稳定裕度提升效果图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式进行描述，以便本领域的技术人员更好地理解本发明。需要特别提醒注意的是，在以下的描述中，当已知功能和设计的详细描述也许会淡化本发明的主要内容时，这些描述在这里将被忽略。

实施例

图1是本发明含风电的电力系统电压稳定性协调控制方法的具体实施方式流程图。如图1所示，本发明含风电的电力系统电压稳定性协调控制方法的具体步骤包括：

S101：确定预选控制变量：

在本发明中，提出了三种对含风电的电力系统电压稳定性进行控制的控制方式，分别为双馈风力发电机的有功功率输出调节、并联电容补偿、切负荷控制(即负载有功功率无功功率脱落)，通过这三种控制方式的协调控制来最终实现电压稳定性控制。因此首先需要根据含风电的电力系统结构，确定可用于有功功率输出调节的双馈风力发电机，记其集合为φ′₁，将这些双馈风力发电机的有功功率输出变化量△P_gi'作为预选控制变量，i'∈φ′₁；确定可用于无功补偿的并联电容，记其集合为φ′₂，将这些并联电容的等效电纳变化量△B_j′作为预选控制变量，j′∈φ′₂；确定可用于进行有功功率切负荷操作的负载，记其集合为φ′₃，将这些负载在进行切负荷操作时的有功功率变化量△P_la′作为预选控制变量，a′∈φ′₃；确定可用于进行无功功率切负荷操作的负载，记其集合为φ′₄，将这些负载在进行切负荷操作时的无功功率变化量△Q_lb′作为预选控制变量，b′∈φ′₄。

S102：基于灵敏度进行控制变量筛选：

一般来说，由于步骤S101得到的预选控制变量较多，其中有一些控制变量对于电压稳定性的控制效果较差，因此本发明中计算双馈风力发电机的无功备用裕度相对于各个控制变量的灵敏度，然后基于灵敏度对预选控制变量进行筛选，以去掉不必要的控制变量，其具体方法为：

预先采集含风电的电力系统的历史运行数据，计算各台双馈风力发电机的无功备用裕度Q_rn相对于各个预选控制变量所对应参数的灵敏度，n＝1,2,…,N，N表示双馈风力发电机的数量；将各个控制变量所对应参数的灵敏度的绝对值进行平均得到平均灵敏度，然后将预选控制变量按照所对应参数进行分类，对于每个分类中的预选控制变量按照平均灵敏度大小进行降序排列，在每个分类中根据需要选择平均灵敏度大于预设阈值的若干个预选控制变量，将这些预选控制变量作为构建协调控制模型所使用的控制变量，不同分类中的平均灵敏度阈值可以不同。其中：将作为控制变量的双馈风力发电机的有功功率输出变化量记为△P_gi，i∈φ₁，φ₁表示筛选得到的作为控制变量的有功功率输出变化量对应的双馈风力发电机集合；将作为控制变量的并联电容的等效电纳变化量记为△B_j，j∈φ₂，φ₂表示筛选得到的作为控制变量的等效电纳变化量对应的并联电容集合；将作为控制变量的负载在进行切负荷操作时的有功功率变化量记为△P_la，a∈φ₃，φ₃表示筛选得到的作为控制变量的有功功率变化量的负载的集合；将作为控制变量的负载在进行切负荷操作时的无功功率变化量记为△Q_lb，b∈φ₄，φ₄表示筛选得到的作为控制变量的无功功率变化量的负载的集合。

为了更好地说明本发明的技术方案，接下来对本发明所使用到的双馈风力发电机无功备用裕度进行定义。双馈风力发电机的无功功率输出Q由定子侧的无功功率Q_S和电网侧变流器的无功功率Q_C组成。双馈风力发电机定子侧无功功率的工作范围主要受转子侧变流器电流的限制。图2是双馈风力发电机的有功功率无功功率结构图。如图2所示，转子侧转换器(RSC)用于控制有功功率产生的最大值，电网侧转换器(GSC)用于控制无功功率以维持电压稳定。图2中P_mec表示风电机组的机械功率，P_S和Q_S分别表示风电机组定子侧输出的有功功率和无功功率，P_C和Q_C分别表示电网侧变流器的有功功率和无功功率。双馈风力发电机的有功功率输出P_gn＝(1-s)P_S，其中，n＝1,2,…,N，N表示双馈风力发电机的数量。

对于给定的有功功率，定子侧无功功率的最大输出值Q_smax为：

其中，U_S表示定子侧的电压值，X_m和X_S分别表示发电机的励磁电抗和定子侧的等效电抗，I_rmax表示转子侧允许的最大电流，ω₁是同步旋转角速度。

电网侧变流器的最大无功输出极限Q_cmax为：

其中，S_g为变流器的容量，s表示转差率。

电网侧变流器的无功输出极限主要受变换器容量的限制。结合定子侧无功调节能力和并网侧变换器的无功调节能力，单台双馈风力发电机的无功调节的最大限值Q_max为：

无功备用裕度是指双馈风力发电机的预留可调裕度，用来快速调整端电压。在不对称短路故障等突发事件中，可以利用无功备用裕度来支持电压稳定性。双馈风力发电机的无功备用裕度Q_r为：

Q_r＝Q_max-Q

其中，Q表示双馈风力发电机当前的无功功率输出。

在实际运行过程中，双馈风力发电机的无功备用裕度是由其自身和电网侧的需求共同决定的。在风机侧，可以由PQ曲线得到。由于总容量是给定的，双馈风力发电机的有功功率的变化往往导致无功功率的变化，从而影响电压的稳定性。图3是双馈风力发电机的PQ曲线的示意图。如图3所示，双馈风力发电机的PQ曲线是以

为中心的半圆。

不同类型的控制变量，双馈风力发电机的无功备用裕度相对于该类型控制变量的灵敏度计算方法也不尽相同，下面分别分析无功备用裕度与三种控制措施间的灵敏度关系。

1)无功备用裕度与双馈风力发电机有功功率输出的灵敏度关系：

根据图3，当含风电的电力系统工作在A点时，在风机侧的最小无功备用裕度要求被违反。为了使无功备用裕度恢复到安全值以上，需要减少双馈风电发电机有功功率输出由

到

从而提高无功备用裕度的值由

到

有功功率输出的改变直接的影响风机侧的电压电平。无功备用裕度相对于双馈风力发电机的有功功率输出的灵敏度可以采用如下公式表示：

其中，P_gi′表示双馈风力发电机i′的有功功率输出，Q_rn、Q_maxn、

分别表示第n台风力发电机的无功备用裕度、第n台风力发电机无功功率输出最大值、第n台风力发电机无功功率输出变化量，

表示总线k上的无功功率负载，

表示在总线k处注入的无功功率，k表示总线的序号，k＝1,2,…,K，K表示总线数量，θ_k′和V_k′分别表示总线k′的相位角和总线k′的电压幅度，k′＝1,2,…,K。

对于双馈风力发电机的有功功率输出而言，很显然对于该双馈风力发电机的无功备用裕度影响最大，其灵敏度是一个较大值，如果直接计算所有双馈风力发电机的平均灵敏度，会造成较大偏差。因此在对双馈风力发电机的有功功率输出变化量进行控制变量筛选时，平均灵敏度为自身双馈风力发电机以外的双馈风力发电机的无功备用裕度所对应的灵敏度绝对值的平均值。

2)无功备用裕度与并联电容的等效电纳的灵敏度关系：

经研究发现，加入并联电容可以提高无功备用裕度。如图3所示，当采用并联电容时，双馈风力发电机的无功功率输出从A点到C点变化。无功备用裕度相对于并联电容的等效电纳的灵敏度可以采用如下公式表示：

其中，B_j′表示并联电容器j′的等效电纳。

3)无功备用裕度与负载有功功率和无功功率的灵敏度关系：

当发生紧急情况时，电压急剧下降，切负荷是最直接的措施。如图2所示，切负荷时将双馈风力发电机的无功功率输出从A点改变到C点。无功备用裕度相对于负载有功功率和无功功率的灵敏度可以用如下两个公式表示：

其中，P_la′表示负载a′的有功功率，Q_lb′表示负载b′的无功功率。

S103：确定控制变量的权重因子：

对于筛选出的控制变量，根据所对应的灵敏度大小为各个控制变量设置权重因子，灵敏度数值大意味着施加少量的控制变量即可达到很好的提升效果，因此对应的权重因子也大，具体数值可以根据需要设置。

S104：构建协调控制模型：

接下来需要基于步骤S102中筛选得到的控制变量构建协调控制模型。首先需要分析无功备用裕度与电压稳定裕度的线性关系，从而将电压稳定裕度和控制措施联系起来，从而实现通过施加三种控制措施来提高无功备用裕度，进而提高系统的电压稳定裕度。

对于单个无功源，其无功备用裕度与电压稳定裕度的关系是不确定的，可以是线性的也可以是二次曲线的。对于整个电力系统而言，整个系统的电压稳定裕度VSM与无功备用裕度总和呈线性关系，如下式所示：

其中，α表示斜率，β为常数，

表示所有的无功备用裕度总和。

基于以上分析，建立用于获取维持系统电压稳定的最小控制量的凸二次规划问题的最优化模型，其具体表达式如下：

其中，F表示最小化问题，△P_gi表示双馈风力发电机的有功功率变化量，△B_j表示并联电容的等效电纳变化量，△P_la表示作为控制变量的负载在进行切负荷操作时的有功功率变化量，△Q_lb表示作为控制变量的负载在进行切负荷操作时的无功功率变化量；

分别为步骤S103中确定的各控制变量对应的权重因子。为了使以上模型满足实际情况，还需要引入约束条件。通常情况下，双馈风力发电机的无功备用裕度不会降到最低值以下，其约束表达式如下：

其中，

是第n台双馈风力发电机初始的无功备用裕度值，

是第n台双馈风力发电机无功备用裕度最小限制值，

表示无功备用裕度Q_rn与双馈风力发电机的有功功率输出P_gi的灵敏度关系，

表示无功备用裕度Q_rn与并联电容的等效电纳B_j的灵敏度关系，

表示无功备用裕度Q_rn与作为控制变量的负载在进行切负荷操作时有功功率P_la的灵敏度关系，

表示无功备用裕度Q_rn与作为控制变量的负载在进行切负荷操作时无功功率Q_lb的灵敏度关系。

整个电力系统的电压稳定裕度的约束表达式如下：

其中，VSM₀为系统初始电压稳定裕度值，VSM_min为最小电压稳定裕度限制值。

母线电压实际上是在初始值附近变化的，因为它容易受到风机有功功率变化，并联电容补偿以及负载有功功率无功功率的影响，母线电压约束表达式如下：

其中，

为总线k的电压初始值，

分别为总线k的电压最小值和最大值。

此外，还引入以下四个约束条件确保各个控制变量运行在合适的区间：

其中，

分别表示双馈风力发电机的有功功率变化量△P_gn的最小值和最大值，

分别表示并联电容的等效电纳变化量△B_j的最小值和最大值，

分别表示作为控制变量的负载在进行切负荷操作时有功功率变化量△P_la的最小值和最大值，

分别表示作为控制变量的负载在进行切负荷操作时无功功率变化量△Q_lb的最小值和最大值。

S105：求解最优控制变量并进行协调控制：

获取当前电力系统的运行数据，对步骤S104中构建的协调控制模型进行求解，得到各个控制变量的值，对相应的设备进行控制，从而实现协调控制。

为了更好地说明本发明的技术效果，采用一个具体实例对本发明进行仿真验证。图4是本实施例中IEEE-39节点母线系统的结构图。如图4所示，IEEE 39-节点母线系统的总负荷为6097.1MW，电压稳定裕度为51MW。IEEE 39-母线系统模型由10台同步发电机、39条母线和12台变压器组成。五个额定容量为150MW的双馈风力发电机安装在五条不同的母线19、20、23、25和29上。

接下来先对三种控制措施分别单独控制的效果进行举例说明。首先采用降低有功功率输出改善附近双馈风力发电机的无功备用裕度。将控制变量(即有功功率输出变化量)的下限设置为0MW，为了观察控制效果，将3号和4号风机的有功功率输出设置为0.1MW。图5是本实施例中有功功率输出控制前后效果对比图。如图5所示，当3号和4号风机的有功功率输出降低到0.1MW时，无功备用裕度分别从32.3MVar增加到51MVar和从30.1MVar增加到44.1MVar。同时，其它风机的无功备用裕度也略有增加。然而，有功功率的减少会造成经济损失，不是提高无功备用裕度的最佳途径。

并联电容是补偿无功功率的最常用设备，对获得理想的电压稳定裕度起着重要作用。本实施例中并联电容安装在母线4、7、8、12、15和18上，最大允许并联电容限制在0.5p.u.。图6是本实施例中并联电容补偿控制前后效果对比图。

切负荷虽然不是一种常用的电压稳定性控制措施，但它可以作为维持功率平衡和防止电压崩溃的最后一种控制措施。此处将IEEE 39总线系统中4、7、8、15和16母线的负荷以恒定的功率因数被切除。图7是本实施例中切负荷控制前后效果对比图。值得注意的是，当母线15处的无功负荷被切除时，3号风机的无功备用裕度由32.3MVar提高到47.4MVar。

接下来根据含风电的电力系统结构，确定19个用于电压稳定性协调控制的预选控制变量，然后计算5台双馈风力发电机的无功备用裕度相对于各个控制变量的灵敏度。表1是本实施例中无功备用裕度与预选控制变量所对应参数的灵敏度数据表。

表1(a)

表1(b)

表1(c)

根据灵敏度筛选14个控制变量，

△B₄、△B₇、△B₈、△B₁₂、△B₁₅、△B₁₈、

整体电力系统的电压稳定裕度与无功备用裕度总和呈线性关系，用电压稳定裕度的变化之和除以无功备用裕度的变化之和得到参数α的值为0.3112。由于发电和减负荷会导致频率振荡和经济损失，因此与这些变量相关的权重设置为50％，而所有并联电容器的权重因子值设置为1.0。

本实施例中采用遗传算法来对协调控制模型进行求解。图8是本实施例中根据控制变量对相应设备进行控制后的电压稳定裕度提升效果图。如图8所示，当所有无功备用裕度和控制变量达到极限时，电压稳定裕度值从50.048MW增加到59.9896MW，增加了19.9％。在此过程中，负载的有功功率逐渐增加，双馈风力发电机的有功功率输出减少，虽然这将使母线12处的电压值略有降低，但它将维持在一个适当的稳定值。根据无功功率就地平衡原理，确定4、7、8、12、15和16点为并联电容补偿点。

为了同时满足无功备用裕度的要求和电压稳定裕度的要求，在实际应用中还可以通过多轮控制来进一步优化电压稳定性控制。本实施例中实施了两轮控制措施。表2是本实施例中两轮控制措施中各个控制变量的值。

表2(a)

表2(b)

图9是本实施例中经过两轮控制后的电压稳定裕度提升效果图。如图9所示，通过对关键节点和脆弱区域采取控制措施，不仅显著提高了这些关键脆弱母线的电压稳定性，而且在一定程度上提高了整个系统的电压稳定性。

尽管上面对本发明说明性的具体实施方式进行了描述，以便于本技术领域的技术人员理解本发明，但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，这些变化是显而易见的，一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。

Claims (2)

1.一种含风电的电力系统电压稳定性的协调控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1：根据含风电的电力系统结构，确定可用于有功功率输出调节的双馈风力发电机，记其集合为φ₁′，将这些双馈风力发电机的有功功率输出变化量△P_gi′作为预选控制变量，i′∈φ₁′；确定可用于无功补偿的并联电容，记其集合为φ₂′，将这些并联电容的等效电纳变化量△B_j′作为预选控制变量，j′∈φ₂′；确定可用于进行有功功率切负荷操作的负载，记其集合为φ₃′，将这些负载在进行切负荷操作时的有功功率变化量△P_a′作为预选控制变量，a′∈φ₃′；确定可用于进行无功功率切负荷操作的负载，记其集合为φ₄′，将这些负载在进行切负荷操作时的无功功率变化量△Q_b′作为预选控制变量，b′∈φ₄′；

S2：预先采集含风电的电力系统的历史运行数据，计算各台双馈风力发电机的无功备用裕度Q_rn相对于各个预选控制变量所对应参数的灵敏度，n＝1,2,…,N，N表示双馈风力发电机的数量；将各个控制变量所对应参数的灵敏度的绝对值进行平均得到平均灵敏度，然后将预选控制变量按照所对应参数进行分类，对于每个分类中的预选控制变量按照平均灵敏度大小进行降序排列，在每个分类中根据需要选择平均灵敏度大于预设阈值的若干个预选控制变量，将这些预选控制变量作为构建协调控制模型所使用的控制变量，其中：

将作为控制变量的双馈风力发电机的有功功率输出变化量记为△P_gi，i∈φ₁，φ₁表示筛选得到的作为控制变量的有功功率输出变化量对应的双馈风力发电机集合；将作为控制变量的并联电容的等效电纳变化量记为△B_j，j∈φ₂，φ₂表示筛选得到的作为控制变量的等效电纳变化量对应的并联电容集合；将作为控制变量的负载在进行切负荷操作时的有功功率变化量记为△P_la，a∈φ₃，φ₃表示筛选得到的作为控制变量的有功功率变化量的负载的集合；将作为控制变量的负载在进行切负荷操作时的无功功率变化量记为△Q_lb，b∈φ₄，φ₄表示筛选得到的作为控制变量的无功功率变化量的负载的集合；

S3：对于筛选出的控制变量，根据所对应的灵敏度大小为各个控制变量设置权重因子，灵敏度越大对应的权重因子越大；

S4：基于步骤S2中筛选得到的控制变量构建协调控制模型，具体表达式如下：

其中，F表示最小化问题，

分别为步骤S3中确定的各控制变量对应的权重因子；

约束条件包括：

其中，

是第n台双馈风力发电机初始的无功备用裕度值，

是第n台双馈风力发电机的无功备用裕度最小限制值，

表示无功备用裕度Q_rn与双馈风力发电机的有功功率输出P_gi的灵敏度关系，

表示无功备用裕度Q_rn与并联电容的等效电纳B_j的灵敏度关系，

表示无功备用裕度Q_rn与作为控制变量的负载在进行切负荷操作时有功功率P_la的灵敏度关系，

表示无功备用裕度Q_rn与作为控制变量的负载在进行切负荷操作时无功功率Q_lb的灵敏度关系；

其中，VSM₀为系统初始电压稳定裕度值，VSM_min为最小电压稳定裕度限制值；

其中，

为总线k的电压初始值，

分别为总线k的电压最小值和最大值；

其中，

分别表示双馈风力发电机的有功功率变化量△P_gn的最小值和最大值，

分别表示并联电容的等效电纳变化量△B_j的最小值和最大值，

分别表示作为控制变量的负载在进行切负荷操作时有功功率变化量△P_la的最小值和最大值，

分别表示作为控制变量的负载在进行切负荷操作时无功功率变化量△Q_lb的最小值和最大值；

S5：对步骤S4中构建的协调控制模型进行求解，得到各个控制变量的值，对相应的设备进行控制。

2.根据权利要求1所述的含风电的电力系统电压稳定性的协调控制方法，其特征在于，所述步骤S2中无功备用裕度相对于双馈风力发电机的有功功率输出的灵敏度计算公式如下：

其中，P_gi′表示双馈风力发电机i′的有功功率输出，Q_rn、Q_maxn、

分别表示第n台风力发电机的无功备用裕度、第n台风力发电机无功功率输出最大值、第n台风力发电机无功功率输出变化量，

表示总线k上的无功功率负载，

表示在总线k处注入的无功功率，k表示总线的序号，k＝1,2,…,K，K表示总线数量，θ_k′和V_k′分别表示总线k′的相位角和总线k′的电压幅度，k′＝1,2,…,K；

无功备用裕度相对于并联电容的等效电纳的灵敏度计算公式如下：

其中，B_j′表示并联电容器j′的等效电纳；

无功备用裕度相对于切负荷时有功功率和无功功率的灵敏度的计算公式如下：

其中，P_la′表示负载a′的有功功率，Q_lb′表示负载b′的无功功率。

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