一种考虑风电场无功调节能力的协调二级电压控制方法
【专利摘要】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。
【专利说明】—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】
[0001]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】
[0002]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。
[0003]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。
[0004]目前，风电接入电网出现了两个特点:(I)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:
[0005](I)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。
[0006]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(Static Var Compensator, SVC)和 SVG 静止无功发生器(static var generator, 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。
[0007](2)各自为政，缺乏协调，严重时导致大规模风机脱网事故。
[0008]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。
[0009]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。
[0010]从上述分析中可以发现现有风场电压控制中的几个弊端:
[0011](I)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。
[0012](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。
[0013]自动电压控制(AVC,Automatic Voltage Control)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, Primary Voltage Control), 二级电压控制(SVC, Secondary VoltageControl)和三级电压控制(TVC, Tertiary Voltage Control)。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(control zone),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”(Pilot node)，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,Automatic Voltage Regulator)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。
[0014]二级电压控制中利用到协调二级电压控制模型(CSVC, Coordinated SecondaryVoltage Control )。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Npq和Npv，状态量X是PQ节点的电压幅值Fjsp e R、，控制变量U = [Qpq VfvTJt,其中Qpq Wiv是PQ节点的无功注入，Vpr e Rn-是PV节点的电压幅值，Tk是变压器变比，T为倒置符号，重要的依从变量h = [Qb QPV]T，其中Qb e Rb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:
[0015]Qpq(Vpq, Vpv, Tk) = O (I)
[0016]Qb = Qb(VPQ, Vpv, Tk) (2)
[0017]Qpv = Qpv(VPQ, Vpv, Tk) (3)
[0018]可得准稳态无功类灵敏度的计算公式见表1。
[0019]表1准稳态的无功类灵敏度S(x，h)u的计算公式
【权利要求】
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: . I)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I);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?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?8第i个分量为
【文档编号】H02J3/16GK103532150SQ201310528411
【公开日】2014年1月22日 申请日期:2013年10月30日 优先权日:2013年10月30日
【发明者】郭志红, 郭庆来, 王兴, 孙宏斌, 李明, 王彬, 杨袆, 张伯明, 王成福 申请人:国网山东省电力公司电力科学研究院, 清华大学