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乔颖,鲁宗相,徐飞(清华大学电机系电力系统国家重点实验室,北京市100084):(VQC)、。(AVC)3,。AVC,,AVC,。,。,。。:;;;:2009211209;:2009212217。0大规模风电场集中并网给电力系统的安全运行与经济调度带来了一系列深远的影响,其中风电场引起的电压)无功问题是最早引起关注、也是实际运行中最为常见的问题之一。目前大量文献讨论了风电场集中补偿,特别是分组投切电容器组等静态补偿装置的容量整定方法与控制策略[123]。这些研究主要针对笼型异步风力发电机组成的风电场;而由双馈风力发电机构成的风电场(以下简称双馈风电场),则普遍认为采用PQ解耦控制的双馈风力发电机具有一定的无功)电压调节能力,给电网带来的调压负担不像前者那么严重,相关讨论也较少。然而,根据内蒙古等风电穿透率较高地区的运行经验,双馈风电场仍存在突出的无功/电压问题,如功率因数合格率偏低(不足70%)、公共连接点(pointofcommoncoupling,PCC)电压波动过大等。这是由于双馈风力发电机普遍采用定功率因数运行,风速变化引起的无功注入波动,从而导致PCC电压水平不能满足电网要求。关于改善双馈风电场的无功/电压水平的研究,现有2种思路:1)利用双馈风力发电机自身的无功调节能力,将风力发电机群综合为一个连续可控的无功源,使其在外特性上类似配有自动电压调节器(automaticvoltageregulator,AVR)的常规电厂,可以参与区域无功优化、甚至二级电压控制等[428]。该方法的优点是调节范围大且响应迅速,缺陷是没有考虑风力发电机与升压站内集中补偿装置的配合问题,需要依赖广域测量系统(WAMS)等高速通信设备实现逆变器级控制,变更风力发电机已有的控制策略设计。2)以风电场升压站为核心,借鉴变电站综合控制系统的经验[9211])))电压无功控制(voltageandreactivepowercontrol,VQC),调节变压器分接头与电容器组保证PCC的电压质量。该方法不干涉风力发电机运行,易为风电场业主接受,但离散调节难以适应风速的波动,且闲置了双馈风力发电机的无功调节能力。综合上述2种思路,本文讨论风电场级的自动电压控制(automaticvoltagecontrol,AVC)系统,考虑含有载调压变压器、集中补偿电容器和双馈风力发电机等多种无功源设备的协调控制策略。双馈风力发电机采用现有控制器普遍支持的变功率因数控制,可控范围一般在[-0.95,0.95]。本文以风电场AVC的3层结构模型为基础,讨论双馈风电场整体的U2Q特性,定量分析不同控制手段对PCC状态的影响。风电场无功源协调优化问题是典型的含非线性潮流约束的混合整数优化问题,建模与求解的代价都较高,不利于工程应用。本文将借鉴常规变电站综合无功控制的分区图原理,采用近似线性化的方法,推导出基于分区图的风电场AVC控制策略,为风电场无功协调控制提供了一种新型使用方法。本文特别讨论了风能的随机性与波动性对风电场AVC的影响。1AVC1.1AVC中国并网型风力发电场一般采用集约式开发模式,就地升压至中/高压输电网络,本地负荷很少,各)96)第34卷第5期2010年3月10日Vol.34No.5Mar.10,2010类电压/无功控制措施主要针对PCC实施。风电场AVC的目的是利用最小的调节成本,在保证电压安全的前提下,使风电场PCC的无功电压水平处于期望的U2Q区域。综合考虑双馈风电场的各种无功电压控制手段,可以将风电场AVC系统划分为3层结构,如图1所示。顶层是风电场协调决策模块,协调风力发电机群与集中补偿设备的控制量,分别获得风力发电机群总无功补偿量$Qtur、电容器补偿增量$Qcap、静止无功补偿器补偿量$Qsvc和变压器挡位调整量$ttap;中间层是风力发电机群决策模块,将风力发电机群的总补偿量$Qtur按一定的优化原则在所有参与无功电压调节的可控风力发电机间进行分摊;底层是风力发电机控制模块,由各风力发电机逆变器利用PQ解耦控制,在其无功可控域内进行定功率因数或定无功控制。鉴于双馈风力发电机无功控制、风力发电机群决策已有不少研究提及[427],本文研究重点是最高层风力发电机群与集中补偿设备的协调策略,风力发电机分摊方法参看附录A。1AVCFig.1SystemstructureofAVCofwindfarms1.2PCCU2Q图2中的曲线簇给出了某双馈风电场在不同控制条件下,当风速渐增(v3v2v1)时,PCC电压/无功状态从右至左的轨迹图。图中曲线两两一组,从下至上分别是双馈风力发电机群等效功率因数cosA从感性0.95至容性0.95的情形;组内从上至下2条曲线分别是主变抽头ttap在0.95至1.00的情形。图中近似平行的一组线称为等风速线,说明了风速保持不变、采取不同补偿手段时,PCC状态轨迹的变化规律。双馈风力发电机的无功限输出容量受转子侧变流器极限电流、网侧变流器无功发生能力等因素限制,核算方法可参考文献[8]。双馈风力发电机可处理定无功或定功率因数2种类型的指令,但由于AVC的数据采集与指令下达总存在通信延时,无法准确计算风力发电机实时无功极限,所以本文采用较为保守的定功率因数控制。2U2QFig.2U2QcharacteristicofPCCwithvariouswindspeed22.1分区图法的数学基础是基于近似线性化的优化方法,它直观简洁、易于实施,已广泛应用于变电站综合无功控制。一般,分区图法建模过程如下:1)刻画分区边界方程,将控制目标所在状态空间划分为若干互不重叠且全覆盖的子空间。2)计算各控制变量对控制目标状态的调节灵敏度,并确立其调节优先级。3)制定各子分区控制策略,按控制目标状态所在分区采取相应的控制策略。2.2风电场AVC的目的是使风电场PCC的无功电压水平处于期望的U2Q区域。显然,U2Q可行域边界必须包含在分区边界内。该边界由并网规范与静态电压安全域共同决定,优先满足静态电压安全域约束。与变电站VQC系统的边界整定方法类似[9212],但随风速波动而变化,必须在线实时计算。观察图2双馈风电场PCC的U2Q特性可以发现,不同控制手段下的等风速线近似重合为直线。总结各控制手段对应PCC的无功电压状态值的调节矢量如图3所示。可以看出:在给定风速下,改变风力发电机功率因数d(cosU)和电容器投切dc的调节矢量dQ+jdU基本上是同向的;而变压器分接头dt的调节矢量则正好相反。一般,利用基于潮流的灵敏度法[13]可得到双馈风电场各调节手段与PCC电压Upcc和无功Qpcc的关)97)##乔颖,等双馈风电场自动电压协调控制策略系如下所示:5Upcc5Qtur$Qtur+5Upcc5Qcap$Qcap+5Upcc5ttap$ttap=$Upcc(1)5Qpcc5Qtur$Qtur+5Qpcc5Qcap$Qcap+5Qpcc5ttap$ttap=$Qpcc(2)式中:Qtur,Qcap,ttap分别为风力发电机无功功率、电容器容量与变压器分接头。3Fig.3Controlvectorofavailablemeasuresinthewindfarmwithdoubly2fedinductiongenerator分析表明,当系统各点电压接近1时,各调节手段对PCC状态量变化的灵敏度有如下的近似关系成立:5Upcc5QturB5Qpcc5QturU5Upcc5QcapB5Qpcc5QcapU5Upcc5ttapB5Qpcc5ttap(3)即PCC的$U和$Q总是成比例变化的。利用这一特点,得到双馈风电场AVC的协调控制分区图如图4所示。4AVCFig.4ControlzoneoftheAVCstrategyofwindfarmwithdoubly2fedinductiongenerator图4中,分区边界由PCC的U2Q可行域边界(Umin,Umax,Qmin,Qmax)与控制极限边界(式(4))2部分组成,将U2Q平面分为5个区域Z0~Z4。Q=k(U-Qmin)+UmaxQ=k(U-Qmax)+Umin(4)式中:k=(5Upcc/5Qtur)/(5Qpcc/5Qtur),随风电场运行状态变化而轻微变化,但总体上取决于风电场送出线路阻抗。考虑裕度后可近似认为是定值,如下所示:kUX2Utur(5)式中:X2为风电场送出线路阻抗;Utur为风电场低压汇集母线电压折算至高压侧的数值。2.3对形如图4的分区图,各区域控制策略归纳如下。区域Z0:正常运行区域,不需要附加额外控制。区域Z1:欠补区域,按增加双馈风力发电机无功功率$Qtur、投入电容器容量$Qcap、降低变压器分接头优先顺序调节$ttap,将PCC状态调整到区域Z0内。区域Z2:过补区域,按减少双馈风力发电机无功、切除电容器、抬高变压器分接头优先顺序调节$ttap,将PCC状态调整到区域Z0内。区域Z3:PCC状态位于控制极限边界以上,在风速与电网电压不变时,已有控制手段将无法调整PCC状态到合格区域Z0。在优先满足电压限制的前提下,尽可能满足无功约束,即控制目标修正为U=Umax。若当前UUmax,则控制策略与Z1相同;反之与Z2相同。区域Z4:PCC状态位于控制极限边界以下。与区域Z3类似,控制手段无法同时满足U2Q约束的要求,控制目标修正为U=Umin。若当前UUmin,则控制策略与Z1相同;反之,与Z2相同。具体调节量可采用式(1)和式(2)计算。3AVC3.1AVC当PCC状态落在U2Q可行域边界附近时,风速的小幅波动将导致设备频繁调节。为避免这一问题,需在式(1)和式(2)中增加考虑风速瞬时波动带来的控制增量:$Upccc=$Upcc+5Upcc5Ptur$Ptur(6)$Qpccc=$Qpcc+5Qpcc5Ptur$Ptur(7)式中:Ptur和$Ptur分别为当前风电场有功出力及波动量。与式(1)和式(2)不同,风速变化引起的PCC状态偏差的非线性较强,式(6)和式(7)仅适用于$Ptur较小时。本文取$Ptur为?3%。3.2AVC至此,本文讨论的控制策略都是以当前状态为决策依据的,控制结果将使PCC状态移动到U2Q)98)2010,34(5)可行域边界上。PCC状态随风速变化可能移动到可行域之外,此时需要再次调整无功设备。如果能依据未来风速变化趋势,一次调整到位即可大幅减少设备动作次数。该过程原理如图5所示。5AVCFig.5OptimalAVCwiththehelpofwindprediction若不考虑风速的变化趋势,假设在时刻T1,风速为v1,风电场PCC的U2Q状态位于图中A点,即处于欠补区域Z1。按2.2节的控制策略,投入无功补偿使PCC状态沿等风速线移动至Ac点。在时刻T2(T2T1),风速上升至v2,由于风力发电机有功出力上升,使PCC状态再次超出U2Q可行域,移动至Bc点。此时需要再次增加无功出力,使PCC状态量重新回到U2Q可行域内,即Bd点。若考虑风速的变化趋势,在时刻T1,一次性增加大量无功出力,使风电场PCC状态移动至Ad点,则当在时刻T2,风速上升至v2,PCC状态M点仍处于U2Q可行域内,即可避免设备再次动作。方法如下:1)先引入风电功率预测,在时刻T0,预测时刻T1,T2,,,Tn的风速v1(T1),v2(T2),,,vn(Tn),对应风力发电机群有功出力为Ptur(T1),Ptur(T2),,,Ptur(Tn)。2)分别计算时刻T1,T2,,,Tn的等风速线v1,v2,,,vn与对应时刻U2Q可行域的交点,可相应得到无功补偿总量范围,并取交集,如下式所示:Qmintur={Qmintur(T0),Qmintur(T1),,,Qmintur(Tn)}Qmaxtur={Qmaxtur(T0),Qmaxtur(T1),,,Qmaxtur(Tn)}(8)3)在时刻T0,选择合适的风力发电机功率因数cosU和电容器投切量Qcap,使之满足下式:Qmintur[Q2=Ptur(Ti)tan(arccosU)+Q
本文标题:双馈风电场自动电压协调控制策略
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