双馈风电场群协调二级电压控制策略

唐 凡，金 超

( 国网河北省电力公司保定供电分公司，河北保定071003)

1 概述

建立大型风电基地，远距离集中输送是我国风电开发的主要模式之一[1]。风电功率的随机变化不仅造成局部电网的电压波动，甚至给全网电压稳定构成威胁。双馈风电机组的无功控制调节性能甚至优于配备励磁调节器的同步发电机。目前关于如何利用双馈风电场无功容量的研究集中在含双馈风电场局部电网的无功优化[2-3]。无功优化下各双馈风电场均采用恒功率因数控制，仅能应对稳态时负荷变化和风速波动，而电网发生短路故障等大扰动时，则难以充分发挥双馈风电场的快速无功调节能力为电网提供电压支持。

自动电压控制(AVC)采用三级控制模式，以无功功率的分层分区平衡为原则，能够在稳定电网电压的同时实现无功资源的优化配置[4]。如果AVC系统将双馈风电场纳入其执行单元，则大规模风电场群的接入不仅有利于局部电网电压稳定，并且能实现无功就地补偿，减小网损。

下面基于AVC原理提出适用于双馈风电场群接入地区的协调二级电压控制策略，考虑到各双馈风电场无功容量和节点电压的调节范围，以风电汇集站高压侧母线电压偏差、双馈风电场群无功额度和网损构建目标函数，采用自适应变异粒子群算法(AMPSO)确定各双馈风电场最优电压参考值，最后以河北省南部电网某风电系统为例验证了该策略的有效性。

2 双馈风电场无功备用容量

双馈风电场参与调压的同时应保留尽量大无功备用容量以抵御电网可能发生的故障。引入无功额度的概念，表达式为：

(1)

式中：δ为无功额度；Qw为双馈风电场无功功率；Qw,max、Qw,min分别为Qw的最大值和最小值。

根据式(1)可知，0≤δ≤1，δ越小说明双馈风电场当前运行状态与无功极限距离越远，无功裕度越大。

设定公共连接点电压UPCC为参考相量，可得：

(2)

式中：UPC为并网点电压；Pw为双馈风电场输出有功功率；Rout、Xout分别为送出的线路电阻和电抗。

根据PwX-QwR≪PwR+QwX，由式(2)可得：

(3)

将双馈风电场等值为1台双馈风电机组，根据功率关系，并将式(3)代入式(1)可得：

(4)

式中：Ls、Lm分别为定子电感和气隙电感；ir,max、Sc分别为转子侧变流器最大允许电流和网侧变流器容量；Keq、λopt分别为等值功率系数和最佳叶尖速比。

双馈风电场恒电压控制以维持UPC恒定为控制目标，稳态时认为UPC等于其参考值UPC-ref，则δ与UPC-ref、vw的关系如图1所示。

图1 恒电压控制下δ与UPC-ref、vw的关系

由图1可以看出，当vw>v2时，随着UPC-ref的增大δ减小，原因为吹入风速较大时，送出线路中传输的有功功率较大，双馈风电场需吸收无功功率以降低并网点电压，UPC-ref越大双馈风电场发出的容性无功功率越小，则δ越小；当vw

3 协调二级电压控制原理

在风电场集中的区域，电网受到扰动后易产生一种以风电场节点为主的电压持续跌落或电压剧烈振荡的现象，因此AVC系统将双馈风电场群接入地区划分为一个二级控制区域，以风电汇集站高压侧母线为中枢节点。三级电压控制以调度中心的能量管理系统(EMS)作为决策支撑，通过最优潮流确定满足电压安全约束、系统经济运行的中枢节点电压幅值参考值，下发给各地区协调二级电压控制。CSVC根据短期风速预测的结果，由粒子群算法确定各双馈风电场恒电压控制的最优参考值，送入各风电场控制系统，同时由变电站基于“九区图”的电压无功控制(VQC)确定电容器组投切组数和有载调压变压器(OTLC)分接头位置，在实现电压稳定的同时，保留最大的动态无功备用容量，其原理如图2所示。

图2 双馈风电场群协调二级电压控制原理示意

图2中，Uc-ref、Un-ref分别为中枢母线双馈风电场的电压参考值；Bmax、Bmin分别为SVC等效电纳的最大值和最小值；vwi为短期风速预测值；Pwi为根据双馈风电场等值模型得到各风电场有功功率；tC、tT分别为电容器组投切组数和OTLC分接头位置。

4 协调二级电压控制建模与解算

协调二级电压控制采用AMPSO对各双馈风电场恒电压控制的参考值进行优化。

4.1 适应度函数

a. 风电场群接入地区通常选取风电汇集站高压侧母线作为中枢节点，以电压偏差作为目标函数，如式(5)所示。

f1=|Uc-Uc-ref|

(5)

式中：Uc、Uc-ref分别为中枢节点的实际值和参考值。

b. 基于无功额度的概念，提出目标函数f2为：

(6)

f2中的第1项是保证各风电场输出无功功率尽量均衡，防止某个风电场无功出力过多最先搭界，而第2项旨在使整个风电场群保留最大的无功备用容量，以抵御电网可能发生的短路故障。

c. 由于电网之间的耦合日益紧密，当维持中枢母线电压恒定的无功功率主要由电网的其他分区提供时，双馈风电场群仍可保留较大的无功备用容量，但无功功率远距离传输已不利于电网的经济运行，因此引入风电场群接入地区的网损作为目标函数：

(7)

基于上述分析，协调二级电压控制目标函数为：

f=α1f1+α2f2+α3f3

(8)

式中：f1表征局部电网电压质量；f2表征双馈风电场群运行可靠性与电压稳定裕度；f3表征电网运行经济性。α1、α2、α3为权重系数，应根据不同时段工况(风速、负荷)的变化，调整相应权重，实现最优化控制。

4.2 含双馈风电场的潮流计算

采用N-R法进行潮流计算，各双馈风电场均看作PV节点，过程如下。

a. 输入节点已知数据和线路参数，根据粒子确定各双馈风电场电压参考值。

b. 经过半动态节点编号优化后，生成节点导纳阵，并设定各节点初值。

c. 确定各PQ节点和PV节点的不平衡量。

d. 求解雅克比矩阵各元素。

e. 求解修正方程，得到修正后PQ节点的电压和相角以及PV节点的无功功率和相角；

f. 校验潮流是否收敛，若收敛则计算网损、中枢点电压偏差和双馈风电场无功额度，若不收敛则返回步骤c.。

其中，潮流收敛的条件为：修正量在允许误差范围内，并且迭代次数小于最大允许迭代次数。

4.3 约束条件

双馈风电场i输出的无功功率应满足：Qwi,min≤Qwi≤Qwi,max。为保证双馈风电机组正常运行，国标规定双馈风电场并网点电压应维持在额定值的90%～110%，因此在粒子初始化过程中应满足1.1≥Uwi-ref≥0.9；各PQ节点电压Uk应满足1.07≥Uk≥0.97。

5 仿真验证

以河北省南部电网中接入白石山变电站的涞源空中草原风电场群为例验证协调二级电压控制的有效性。风电接入地理接线图如图3所示。

图3 河北省南部电网风电接入地理接线

各支路参数均归算至220 kV侧，基准容量为1 000 MVA。

为简化分析，将双馈风电场群划分为3组：第1组为接入变电站1的10个风电场(W1-W10)，共500 MW；第2组为接入变电站2的4个风电场(W11-W14)，共250 MW；第3组为直接接入风电汇集站的2个风电场(W15-W16)，共200 MW。各风电场装设SVC的容量为自身额定容量的30%。将每组等值为1台双馈风电机组，分别用G1、G2、G3表示，并依据分组情况对相关支路进行合并，简化后网络接线如图4所示。

图4 简化后网络接线

图4中，节点1为平衡节点，节点5、6、7为PV，其余为PQ节点，以节点3为中枢节点，三级电压控制设定其电压参考值为1.005 p.u.。各支路阻抗及节点负荷参数详见表1、表2。

表1 各PQ节点负荷参数

节点编号有功功率/MW无功功率/Mvar2 163.512.253 152.617.64 50.010.0

表2 各支路阻抗

端点1端点2R*/p.u.X*/p.u.1 20.0160.1122 30.0450.4653 40.010.1074 50.0250.1893 70.0680.8574 60.046 70.19

采用Matlab/Simulink软件搭建双馈风电机组等值模型，吹入风速变化时，仿真结果如图5所示。

(a) 吹入风速

(b) 转子转速

(c) 有功功率

根据图的仿真结果，每隔40 s采集1组数据，包括每个等值机的吹入风速、转子转速和有功功率。

方法1，采用协调二级电压控制确定G1-G3的电压参考值；方法2，适应度函数中不考虑双馈风电场无功额度；方法3，适应度函数中不考虑网络损耗。3种方法适应度函数中各分量的权重如表3所示。

表3 各方法适应度函数的权重

权重电压偏差f1无功额度f2网络损耗f3方法110010.1方法210000.1方法310010

对3种方法运行结果的比较如图6所示。

图6中，根据第1组数据可以看出，维持中枢母线电压恒定要求双馈风电场发无功功率，相应会增大无功额度f2和网损Plosses，但通过合理的设定各双馈风电场的电压参考值，可在相近的f2、Plosses下，大大减小中枢母线电压的波动。

目标函数中的无功额度f2和网损f3具有很强的相关性，但由第3组数据可以看出，二者也有一定的差异，不能相互替代。当维持中枢节点电压恒定的无功功率主要由外部区域提供时，各双馈风电场无功出力较小，但无功功率远距离传输将导致网损较大。另外，即使维持中枢母线恒定的无功功率均由双馈风电场群提供，各双馈风电场设定的电压参考值变化时，网损也会发生变化。

(a) 中枢母线电压偏差

(b) 无功额度

(c) 网络损耗

比较各组数据的优化结果可知，方法1综合考虑了电压质量、双馈风电场可靠性和电网运行经济性，在抑制中枢母线电压波动的同时，可减小网损，增大无功裕度，能够为双馈风电场电压参考值的设定提供技术支撑。

6 结论

以上提出针对大规模双馈风电场群分析协调二级电压控制策略，综合考虑了电网

电压偏差、网损和系统动态无功备用容量,并以河北省南部电网某风电系统为例验证了该策略的有效性。下一步需要研究结合模型预测控制理论改善CSVC动态特性；在紧急控制模式下优化模型，以便及时响应电网故障。

参考文献：

[1] 陈惠粉,乔 颖,鲁宗相,等.风电场群的无功电压协调控制策略[J].电力系统自动化,2010,34(18):78-83.

[2] Fang Jingmei,Li Gengyin,Liang Xuefeng,etal.An optimal control strategy for reactive power in wind farms consisting of VSCF DFIG wind turbine generator systems[C].Electric Utility Deregula tion and Restructuring and Power Technologies,Weihai,China,2011.

[3] Amaris Hortensia,Alonso Monica.Coordinated reactive power management in power networks with wind turbines and FACTS devices[J].Energy Conversion and Management,2011,(52):2575-2586.

[4] 马永芳.电网自动电压控制(AVC)系统设计及实现[D].保定：华北电力大学硕士论文,2009:12-13.