張建委，藺 紅

(新疆大學電氣工程學院，新疆 烏魯木齊 830047)

0 引 言

風力發(fā)電本身具有隨機性、波動性[1-2]，大規(guī)模風電并入電網(wǎng)后給電網(wǎng)帶來諸多的不利影響，其中以并入電網(wǎng)后無功電壓的調(diào)控問題尤為突出[3- 4]。鑒于此，國內(nèi)外學者對雙饋風電場電壓控制問題做了大量研究。文獻[5- 6]通過協(xié)調(diào)控制雙饋風電機組和無功補償裝置(STATCOM)的無功功率分配，完成雙饋風電機組低壓穿越的機端電壓恢復速度。文獻[7]通過對風電場集電系統(tǒng)的無功電壓靈敏度和網(wǎng)損靈敏度的分析，按照靈敏度系數(shù)對無功補償裝置和雙饋風電機組分配無功量。文獻[8]分析風電場各支路節(jié)點的電壓偏差確定無功出力風機的數(shù)量，并優(yōu)先選擇離風電場聯(lián)結(jié)點最近的風機作為無功出力源。文獻[9]提出以均衡風電機組機端電壓裕度、提高無功補償設(shè)備容量和提高系統(tǒng)電壓穩(wěn)定性為目標的控制策略。文獻[10]分析了風電機組的無功出力特性，但在未考慮風電場內(nèi)饋線的情況下給風電機組分配無功出力量，在某些外部擾動的情況下很可能造成場內(nèi)某些機組電壓越限脫網(wǎng)。上述研究多以風電場并網(wǎng)點電壓為控制目標，并未同時以并網(wǎng)點電壓和機端電壓為控制目標，由于風電機組對電壓比較敏感，極易受到電壓波動的影響造成脫網(wǎng)。

本文在分析雙饋風電場拓撲結(jié)構(gòu)的無功電壓特性基礎(chǔ)上，提出了一種同時以風電場并網(wǎng)點電壓和機端電壓偏差最小為目標的無功優(yōu)化策略，通過詳細分析風電場內(nèi)饋線對機組機端電壓的影響，利用網(wǎng)絡(luò)分析法非迭代計算求取風電機組端電壓的無功出力上下限，最后采用PSO算法對風電場內(nèi)的風電機組、無功補償設(shè)備進行合理的無功分配，在穩(wěn)定并網(wǎng)點電壓的同時減小機組機端電壓之間的偏差，提高風電并網(wǎng)系統(tǒng)整體的電壓水平。

1 風電場內(nèi)饋線電壓—無功分布特性

風電場通常采用低壓母線為單母線或單母分段，每段母線上連接若干條饋線，每條饋線上接多臺機組，接線方式如圖1所示。

圖1 風電場的典型接線示意

設(shè)風電場內(nèi)有N條饋線，每條饋線上接有n個風電機組，相鄰風電機組之間的線路阻抗Z(各機組之間的等距離連接)，Zt=Rt+Xt為風機箱式變壓器阻抗；Rt、Xt分別為箱變的電阻和電抗；ZLi=RLi+XLi為第j條饋線上第一臺機組到升壓站低壓側(cè)母線ULOW的線路阻抗；RLi、XLi分別為第j條饋線上第一臺機組到升壓站低壓側(cè)母線的電阻和電抗；ZT=RT+jXT為風電場升壓變壓器的阻抗；RT、XT分別為主變壓器的電阻和電抗；Uj-i(j=1，…，N;i=1，…，n)為第j串第i臺機組箱變高壓側(cè)的電壓；Upcc為風電場并網(wǎng)點電壓；Pj-i、Qj-i(j=1，…，N;i=1，…，n)分別為第j條第i臺機組的有功和無功出力。

風電場主變低壓側(cè)的電壓ULOW為

(1)

鑒于風電場主變低壓側(cè)電壓ULOW為風電場集電線路電壓等級為10 kV的較短線路，可忽略網(wǎng)損及電壓降落橫分量，得機組箱式變壓器高壓側(cè)的電壓Uj-i為

(2)

式(2)第二部分是第j條ZLj上的壓降；第三部分是第j條饋線第一臺機組到第i臺機組集電線路間的電壓降。由式(2)得各機組機端電壓為

(3)

由式(1)～(3)得，首先風電機組的電壓水平由風電場PCC母線電壓決定，當風電場PCC母線電壓發(fā)生波動時，機組的機端電壓也會隨之變化發(fā)生。此外，由于風速的不確定發(fā)性，機組的輸出功率也會發(fā)生波動，造成機組的機端電壓產(chǎn)生偏移，由于等電場內(nèi)的機組相互關(guān)聯(lián)，風電場內(nèi)的某一臺機組輸出功率發(fā)生變化，特別是無功發(fā)生時，對整個風電場內(nèi)的其他機組也會產(chǎn)生影響，根據(jù)式(1)～(3)得機端電壓與機組之間風機無功出力的關(guān)系為：

(4)

2 風電場無功電壓優(yōu)化控制策略

本文所提的風電機組電壓均衡性的風電場無功優(yōu)化策略如圖2所示，圖中UPCC為風電場并網(wǎng)點實際電壓；UPCC-ref為風電場并網(wǎng)點參考電壓；UGj-i-ref為風電場雙饋風電機組的參考電壓；QSVC為SVC無功控制信號；QGj-i-ref為雙饋機組的無功參考信號。

圖2 控制策略結(jié)構(gòu)示意

雙饋風電場以在線實時監(jiān)控數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，根據(jù)并網(wǎng)點電壓的波動情況計算風電場所需的無功功率及風電機組此刻的無功調(diào)整量，最后按無功分配原則給風電機組和無功補償設(shè)備下達控制信號。圖2中電場PCC點經(jīng)過主變壓器到風電場低壓母線所需的無功率Q為

(5)

式中，X為風電場到風電場低壓母線的等值阻抗。

由式(2)、(3)得，風電機組到風電場低壓母線所需的無功為

(6)

式中，(Xt+Xj-i)為第j條饋線第i臺風機箱變低壓側(cè)到風電場低壓母線之間的等值電抗。

本文所提的無功控制思想是：在滿足并網(wǎng)點電壓的前提下，盡可能的減小機組的機端電壓偏差，改善機組電壓的運行穩(wěn)定性。具體的控制策略流程如圖3所示。

圖3 控制策略流程示意

3 風電場無功優(yōu)化數(shù)學模型

本文所提的雙饋風電場無功控制策略的控制變量是風電場風電機組的無功出力，因變量為并網(wǎng)點電壓和機組的機端電壓。

3.1 目標函數(shù)

提高并網(wǎng)點電壓的穩(wěn)定性是風電并網(wǎng)的首要目標

F1=min(UPCC-UPCC-ref)2

(7)

式中，UPCC、UPCC-ref分別為并網(wǎng)點電壓的測量值和參考值，取UPCC-ref=1.00(p.u.)。

以機組機端電壓偏差最小為目標

(8)

式中，UGj-i、UGj-i-ref分為風電機組的機端的實測電壓和參考值；機端電壓偏差為ΔUGj-i=(UGj-i-ref-UGj-i)，取UGj-i-ref=1.02(p.u.)。

綜上，以并網(wǎng)點電壓最優(yōu)，風電機組機端電壓偏差最小，動態(tài)無功容量儲備充裕為目標的本文控制策略總的目標函數(shù)為

F=λ1F1+λ2F2

(9)

式中，λ1、λ2為各目標函數(shù)中的權(quán)重系數(shù)。

3.2 約束條件

潮流約束條件

(10)

式中，Ni為節(jié)點總數(shù)；Pi、Qi分別為節(jié)點i注入的有功和無功；Gij、Bij分別為節(jié)點i和節(jié)點j間的電導電納；θij為節(jié)點i和j間的電壓相位差。

變量約束條件

(11)

4 模型求解

PSO算法具有易于理解、計算精度準確性高、收斂快等優(yōu)點[11-12]，在優(yōu)化計算中廣泛應(yīng)用，鑒此本文采用該算法對所建立的模型求解，求解步驟如下：

(1)在風電場監(jiān)控平臺上實時獲取PCC電壓、風電機組機端電壓及變化情況。

(2)給出約束條件的上下限。

(3)給定粒子群的規(guī)模以及慣性權(quán)重系數(shù)等相關(guān)參數(shù)，隨機初始化種群產(chǎn)生N個可行解。

(4)把各個粒子代入目標函數(shù)，再次潮流約束方程計算，求得初始化粒子的適應(yīng)度值，選定當前粒子位置為個體最優(yōu)解pbest，gbest為目前種群最優(yōu)解。

(5)對各個粒子的速度和位置更新，檢查是否達到終止條件(最大迭代次數(shù))，滿足則停止，否則返回步驟4。

5 算例分析

本文參照新疆某實際風電場在仿真軟件MTLAB/Simulink上搭建模型，該風電場由33臺1.5 MV的雙饋風力發(fā)電機組成，總裝機容量49.5 MV，風電場分為3條饋線，每條饋線接11臺機組，每臺機組的箱變?yōu)?90/35 kV，風機間距為600 m，集電線路型號為LGJ-185。升壓站低壓母線裝有20 MV·A，的動態(tài)補償裝置SVC。通過一臺容量為50 MW的220 kV的主變壓器經(jīng)長為35 km的送電線路與電網(wǎng)直接相連，如圖4所示。

圖4 仿真系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意

本文采用PSO算法確定風電機組和無功補償裝置的無功量值，算法中的粒子種群規(guī)模為15，最大迭代次數(shù)30，控制周期為3 min。風電機組和無功補償裝置采用功率控制模式。

圖5為風電場的風速變化曲線，圖6為風電場中2號饋線上風電機組的條饋線上的風速波動曲線。

圖5 風電場風速變化曲線

圖6 2號饋線上的風速曲線

圖7為采用本文控制策略前后風電場并網(wǎng)點電壓(設(shè)取UPCC-ref=1.0(p.u.))隨風速變化的變化曲線，從圖7可以看出控制后并網(wǎng)電壓基本穩(wěn)定，不再隨風速波動而變化。圖8為某70 min內(nèi)一條饋線上機組首末端電壓的電壓變化，從圖中可以看出控制后機組首末端電壓電壓差為0.005 (p.u.)，相差很小。

圖7 并網(wǎng)點電壓日變化曲線

圖8 一條饋線上首、末機組機端電壓變化曲線

為驗證本文所提的控制策略在提高風電并網(wǎng)電壓的穩(wěn)定性，均衡機端電壓的優(yōu)勢，本文采用3種方式進行仿真驗證：SVC和DFIG均參與風電場無功補償，優(yōu)先使用DFIG平均分配提供所需的無功，不足部分再有SVG進行補償；僅用SVC進行風電場無功補償； SVC和DFIG均參與風電場無功補償，無功補償量按本文所提策略分配。

圖9、10表明在本文的控制策略下，風電機組的機端電壓偏差較小，在方式1的控制下機端電壓波動有所改善，但機組的機端電壓還有明顯波動；方式2控制下機端電壓明顯擴大，對機組運行的安全性造成了威脅?？梢娫跍p小機端電壓的差異上，采用本文控制策略與其他控制方式相比具有明顯的優(yōu)勢。

圖9 50%風電出力工況時機端電壓控制效果

圖10 滿發(fā)工況時機端電壓的控制效果

6 結(jié) 論

針對風電并網(wǎng)電壓控制的問題，提出了一種通過控制風電機組無功輸出減小機端電壓偏差，降低機組因機端電壓越限而發(fā)生脫網(wǎng)風險的風電場無功電壓控制策略，根據(jù)風電場的拓撲結(jié)構(gòu)通過潮流計算推導機組間的相互影響及機組的無功調(diào)節(jié)范圍，最后采用智能粒子群算法合理分配機組和補償裝置之間所發(fā)的無功量達到無功控制的要求。