一种风电场并网点无功电压控制方法与流程

本发明涉及一种无功电压控制方法，尤其是涉及一种风电场并网点无功电压控制方法。

背景技术：
目前大型风电场多数运行在恒功率因数模式，风电机组本身的无功调节能力非常有限，风电场并网点的电压调节只能依靠升压站的无功补偿装置和有载调压变压器调压来实现。风电场并网点电压与有功出力水平具有很强的相关性，当风电场的有功出力增加时，风电送出馈线和变压器上的无功损耗和电压损耗都增加，风电场并网点的电压由于无功缺乏而降低；当风电场的有功出力减少时，风电送出馈线和变压器上的无功损耗和电压损耗都减少，风电场并网点电压因无功充裕而上升。因此，在风电场有功出力增加时，需要增加对风电场的无功补偿量，以防止风电场并网点电压因无功不足而降低；当风电场有功出力减小时，应减少对风电场的无功补偿量，以防止风电场并网点电压因无功过剩而偏高。

技术实现要素：
本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种控制效果好、技术先进、成本低的风电场并网点无功电压控制方法。本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：一种风电场并网点无功电压控制方法，用于调节在风电场并网点上的无功电压，包括以下步骤：1)测量风电场并网点的额定电压UN，设定风电场并网点的电压控制定范围为1.0UN～1.06UN，控制定值为1.04UN；2)根据实时获取风电场并网点的实时电压U，对风电场的出力进行预测；3)根据实时电压U和风电场预测出力，采用投/退电容的方式对风电场并网点无功电压进行初步控制，同时采用SVG进行精确控制。所述的步骤3)具体包括以下步骤：31)判断实时电压U是否处于1.0UN～1.06UN的范围内，若是，则进行步骤32)，如否，则进行步骤33)；32)采用SVG对风电场并网点的无功电压进行调节，使实时电压U趋近控制定值1.04UN；33)判断实时电压U是否大于或等于1.06UN，若是，则进行步骤34)，若否，则进行35)；34)随着风电场预测出力继续减少，依次分组退出电容器投入电抗器，并采用有载调压变压器作为备用调压装置进行调压，使实时电压U趋近控制定值1.04UN；35)当实时电压U小于1.0UN时，随着风电场预测出力继续增加，依次分组投入电容器退出电抗器，使实时电压U趋近控制定值1.04UN。所述的电容器为低压电容器。所述的电抗器为低压电抗器。所述的SVG包括绝缘栅双极晶体管和门极可关晶管，且响应时间为20ms-100ms。与现有技术相比，本发明具有以下优点：一、控制效果好：本方法采用初步控制和精确控制两种控制方式结合的控制策略，可以将风电场接入点的电压稳定在1.0UN～1.06UN内，进而符合国家电网的安全标准。二、技术先进、成本低：在初步控制时采用电容器和电抗器，精确控制时采用SVG，SVG响应速度快，占地面积小，成本低调节效果好。附图说明图1为本发明的方法流程图。图2为初步控制结合精确控制的方法流程图。具体实施方式下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。实施例：风电场并网点无功电压控制，即各风电场并网点利用所装设的无功补偿设备进行无功电压控制。按照国家规定，各风电场并网点应装有各类无功补偿设备，如并联电容器、电抗器、SVC、SVG等，且风电场升压站变压器应为有载调节变压器。风电场的有功出力具有很强的波动性和不稳定性，风电场的有功出力波动幅度对风电场并网点电压特性有很大影响。风电场有功出力变化幅度大时，风电场并网点电压波动幅度也较大，风电场有功出力变化幅度小时，风电场并网点电压波动幅度也较小。风电出力可能在较短的时间内快速的大幅度上升或下降，反映在风电场并网点的电压上，就是电压随风电场出力的快速大幅度变化而大幅度变化。风电出力波动幅度比较大时，为了控制电压稳定，需要投入大容量的无功补偿装置。低压电容、电抗器具有容量大，成本低，分组投切灵活的补偿特性，但是低压电容、电抗器一般均通过断路器接入系统，只能分组投切，且操作时间长，不能实现无功的快速连续调节，只能对系统进行阶跃性的无功补偿，因此适合作为无功补偿的基础分量，用于风电大出力幅度变化波动时的无功电压粗调。风电出力波动幅度较小时，需要较少的无功调节量即可满足无功调节要求，且小幅度风电出力变化速度快、波动频繁，需要选用快速的连续性无功调节装置进行无功电压控制。SVG采用绝缘栅双极晶体管(IGBT)、门极可关晶管(GTO)等可迅速关断的器件，可以实现快速连续性调节无功功率，响应时间最快的可以做到20ms--100ms，能够用于平抑风电小幅度快速波动造成的风电场群并网点的电压波动，提高系统电能质量。但是SVG一般容量较小，且单位容量造价较高，因此适合作为微调分量，用来调节风电出力的小幅度快速变化造成的电压波动，以及电容电抗器对大幅度电压波动进行粗调后的电压微调。SVG快速响应的特性，使其具有在系统遭受短路故障等大扰动时，提供快速的无功电压支撑，提高系统的电压稳定性。在系统无功充裕条件下，风电场升压站的有载调压变压器(OLTC)能够通过调整分接头改变系统的无功分布，对变压器中压侧和低压侧调压，而对高压侧母线的调压作用很有限，且OLTC的分接头档位每次连续动作档位不能超过3档，每日动作总档位不能超过4档，因此，OLTC只能作为无功补偿设备调节的辅助调压手段。如图1所示，一种风电场并网点无功电压控制方法，用于调节在风电场并网点上的无功电压，包括以下步骤：1)根据《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理标准》规定的要求，220kV、110kV变电站的220kV母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3％～+7％，330kV变电站高压母线日电压波动率不超过3％，220kV发电厂变电站高压母线日电压波动率不超过3.5％，据此确定风电场并网点的电压日波动率控制在3％。根据《风电场接入电网技术规定》，风电场应能够在其容量范围内，控制风电场并网点电压在额定电压的-3％～+7％，即0.97UN～1.07UN、考虑到风电场并网点应留一定安全裕度，确定风电场并网点的电压控制定范围为1.0UN～1.06UN、确定控制定值为1.04UN；2)根据实时获取风电场并网点的实时电压U，对风电场的出力进行预测；3)根据实时电压U和风电场预测出力，采用投/退电容的方式对风电场并网点无功电压进行初步控制，同时采用SVG进行精确控制，如图2所示，具体包括以下步骤：31)判断实时电压U是否处于1.0UN～1.06UN的范围内，若是，则进行步骤32)，如否，则进行步骤33)；32)采用SVG对风电场并网点的无功电压进行调节，使实时电压U趋近控制定值1.04UN；33)判断实时电压U是否大于或等于1.06UN，若是，则进行步骤34)，若否，则进行35)；34)随着风电场预测出力继续减少，依次分组退出电容器投入电抗器，并采用有载调压变压器作为备用调压装置进行调压，使实时电压U趋近控制定值1.04UN；35)当实时电压U小于1.0UN时，随着风电场预测出力继续增加，依次分组投入电容器退出电抗器，使实时电压U趋近控制定值1.04UN。综上所述，风电场建议安装低压电容、电抗器和SVG等无功补偿装置进行综合调压。低压电容、电抗器作为分组投切灵活但不能频繁操作的阶跃补偿量，应作为基础无功分量，对风电场大幅度的出力变化引起的风电场并网点电压变化进行粗调，根据风电出力变化预测，按计划分组投切低压电容进行调压。针对风电出力小幅度变化引起的风电场集中并网点电压的频繁波动，建议采用具有快速连续无功调节能力的SVG作为微调分量进行动态调节。