风电场群的无功电压协调控制策略
无功电压问题是目前风电场群面临的主要技术缺陷之一，如何提高风电场并网运行、合理优化无功电压协调控制显得尤为重要。本文结合现阶段笼型和双馈发电机组无功电压控制存在的问题，分析了风电场群协调控制机理，并分别基于典型工况、风速不同和无穷大电网母线电压变化等三方面的控制措施，更好地实现了风电场群的协调兼容性管理。
标签：风电场群，无功电压，笼型机，双馈机，协调控制，典型工况
前言：随着环境不断恶化，能源开采日益紧张的局面，各国加强了新能源的开发和利用，作为新能源的代表--风电发电场，受到了高度重视和关注，不仅因为它环保无污染，而且具有较高的经济利润，是新能源发展的主要方向。然而在众多的风电场并网运行中，存在无功电压协调控制问题，这些问题直接影响了系统母线的正常运行，而且加大了总电网的能量损耗。因此，解決风电场群的无功电压协调控制势在必行。
一、风电场群无功电压控制存在的问题
分析无功电压控制存在的问题，首先要引入风电场并网运行的系统拓扑结构图。风电场群是由若干个风电场组成，而且每个风电场都具有相对独立性，都可根据自身“免疫能力”协调控制无功电压，减少支链系统的能量损耗。但这些独立的风电场中包含多种类型的发电机组，就目前技术力量而言，应用最多的要数笼型异步和双馈异步风力发电机。笼型异步发电机主要依靠运转中吸收、消化系统的无功电压，降低线路损耗，而这种技术的实现需配置电容器组或SVC系统，相对增加了动力输出，提高了运营成本。双馈异步发电机因自身配置较高，具有自动调节无功电压能力（通常以功率因数的0.98倍进行恒功率补偿）是目前较为实用，应用最广的风电发电机组。
根据风电场群汇入系统拓扑结构图可知，B3、B4至Bm+2这些分支风电场，有的为单只串联主流混入B2系统母线，有的在其基础上并联了支链风电场，并网进入母线，它们各自存在自己的协调控制能力，即通过B3至Bm+2来考核无功电压损耗，当系统超出或不符合要求时，可采取自身调整控制手段来达到系统条件。采用B3至Bm+2单独控制策略虽在一定程度上解决了随时随地调节和操作简便的优点，但对于并网连接后，是否符合系统调节控制能力，或者因协调不同步导致系统振荡等情况都有可能发生，而一旦出现总网失控局面，将无法优化配置无功功率，无法有效的减低系统损耗。
二、风电场群协调控制机理分析
风电场对于并网运行和协调控制无功电压问题，采取的最有效措施就是分支加注控制器，其协调控制机理：各分支实时输出有功功率为Pg，应用有功功率计算各分支电路的无功发生极限Qj，风电场群控制中心汇集了众多Qs、Qc等分
支无功控制系统，通过各支链控制器的调整和总枢纽控制中心的控制要求，总体实现各风电场的无功输入和协调控制过程，以提高总电网的电压合格率，降低各分支站点的网损及线损为目的，然后根据风力发电机接入系统特点和调节控制程度，经控制中心统一协调配置，最终提高总电网的运行安全性和经济效益的双赢。
三、风电场群的无功电压协调控制策略
1、基于典型工况下的无功电压协调控制措施
风电场群典型工况，指的是各风电场单独控制、网损最小化协调和电压网损综合控制原则（如图1）当系统母线B1电压较低时，显然各分支电压超出了运行范围，且随风电发电机的运转变小，此时支路网损最大，但基于总网控制中心的协调，并按照具体控制要求进行调整和配置，最终增加了各分支的无功补偿能力，使得各分支协调控制在合格范围内，保证了总网的安全运行。
2、基于风速不同条件下的无功电压协调控制措施
因各个风力发电场位置不一、环境不一，因此风电场风速、频率等各不相同，如何提高风电场群的协调控制管理，有效降低整体网损，只依靠单独控制器的调节是远远不够的，通过计算和分析，网损最小控制策略，虽在一定程度上降低了线路中的无功功率损耗，但它的调节过程瞬时抬高了各支路电压，导致了系统的不安全运行，降低了总网的可靠性，而结合实际引入电压、网损综合控制策略，则在网损最小化基础上，兼顾了电网安全性原则，达到了总网有节制、有秩序的运行特点，有效提高了风电场群的安全性和经济性。
3、基于无穷大电网母线电压变化的无功电压协调控制措施
风电场群运行中，总会遇到各种复杂协调控制情况，而出现频率较高的要数无穷大电网母线电压变化的无功电压控制，此情况的出现需要结合实际生产需要和运行设备的配置来综合解决。首先正确选择控制器和发电机，要求调节因数控制在0.95-1.05，建议采用双馈异步发电机组，通过机组自身的协调控制能力，进行无功功率补偿，从而适应总网的运行要求。其次采用多种方式并存的协调控制策略，根据线路电压、有功功率和控制器调整系数，具体安排系统配置，通过网损最小化和电压、网损综合控制，选择最优技术方案。
四、结束语
综上所述，通过分析当前风电场发电机现状和总网协调控制机理，有助于我们了解整体系统的协调控制水平及技术状况，从而更好地深入问题本质。其次根据风电场不同工况，提出了各风电场单独控制、网损最小化协调和电压网损综合控制策略，有效降低了总网线损，还兼顾了风电场群的安全性，实现了经济效益和社会效益的双赢。
参考文献：
[1]朱凌志，王伟.改善接入地区电压稳定性的风电场无功控制策略[J].中国电机工程学报，2009（11）.
[2]朱凌志，陈宁.兼顾接入地区无功需求的风电场无功控制策略[J].电气系统自动化，2011（6）.
[3]王海超，周双喜.含风电场的电力系统潮流计算的联合迭代方法机应用[J].电网技术，2010（4）.
风电场群的无功电压协调控制策略 无功电压问题是目前风电场群面临的主要技术缺陷之一，如何提高风电场并网运行、合理优化无功电压协调控制显得尤为重要。本文结合现阶段笼型和双馈发电机组无功电压控制存在的问题，分析了风电场群协调控制机理，并分别基于典型工况、风速不同和无穷大电网母线电压变化等三方面的控制措施，更好地实现了风电场群的协调兼容性管理。 标签：风电场群，无功电压，笼型机，双馈机，协调控制，典型工况 前言：随着环境不断恶化，能源开采日益紧张的局面，各国加强了新能源的开发和利用，作为新能源的代表--风电发电场，受到了高度重视和关注，不仅因为它环保无污染，而且具有较高的经济利润，是新能源发展的主要方向。然而在众多的风电场并网运行中，存在无功电压协调控制问题，这些问题直接影响了系统母线的正常运行，而且加大了总电网的能量损耗。因此，解決风电场群的无功电压协调控制势在必行。 一、风电场群无功电压控制存在的问题 分析无功电压控制存在的问题，首先要引入风电场并网运行的系统拓扑结构图。风电场群是由若干个风电场组成，而且每个风电场都具有相对独立性，都可根据自身“免疫能力”协调控制无功电压，减少支链系统的能量损耗。但这些独立的风电场中包含多种类型的发电机组，就目前技术力量而言，应用最多的要数笼型异步和双馈异步风力发电机。笼型异步发电机主要依靠运转中吸收、消化系统的无功电压，降低线路损耗，而这种技术的实现需配置电容器组或SVC系统，相对增加了动力输出，提高了运营成本。双馈异步发电机因自身配置较高，具有自动调节无功电压能力（通常以功率因数的0.98倍进行恒功率补偿）是目前较为实用，应用最广的风电发电机组。 根据风电场群汇入系统拓扑结构图可知，B3、B4至Bm+2这些分支风电场，有的为单只串联主流混入B2系统母线，有的在其基础上并联了支链风电场，并网进入母线，它们各自存在自己的协调控制能力，即通过B3至Bm+2来考核无功电压损耗，当系统超出或不符合要求时，可采取自身调整控制手段来达到系统条件。采用B3至Bm+2单独控制策略虽在一定程度上解决了随时随地调节和操作简便的优点，但对于并网连接后，是否符合系统调节控制能力，或者因协调不同步导致系统振荡等情况都有可能发生，而一旦出现总网失控局面，将无法优化配置无功功率，无法有效的减低系统损耗。 二、风电场群协调控制机理分析 风电场对于并网运行和协调控制无功电压问题，采取的最有效措施就是分支加注控制器，其协调控制机理：各分支实时输出有功功率为Pg，应用有功功率计算各分支电路的无功发生极限Qj，风电场群控制中心汇集了众多Qs、Qc等分
风电场无功功率联动控制在双馈式变流器中的应用 摘要：本文提出了一种双馈式风力变流器的无功功率联动控制方案，该方案是以双馈式发电机组风力发电系统为基础，在整个风电场内进行无功功率的总体分配和控制，并在试验环境下验证了该联动控制方案不仅可行，其在保证有功电力稳定输出的同时，能抑制风电场内各连接点的电压变动，也降低了风电场对电网的影响。该联动控制方案主要是通过每台风电机组的双馈式变流器的调节、风电场的主控器与各风电机组的副控制器进行通讯并分配调节任务，三者结合对风电场进行无功控制，不仅提高了风电场运行的稳定性，也满足了电网对风电场的无功调节要求，无需增加额外的无功补偿设备，减少了投资。 关键词：无功功率；联动控制；双馈式发电机；风电场 0引言 目前，我国的风电场装机容量不断增长，其注入电网的风电功率也不断增加，由于风能具有很大的间歇性和随机性[1]，所以风电场的无功功率变化也有间歇性和随机性，大规模的并网风电场势必会对电网的安全带来一定的影响[3]。如何解决风电场带来的局部电网电压波动，同时又能解决电网对无功功率的要求，因此必须采取更有效的控制方式，实现有功、无功的联动控制，提高风力发电系统的管理水平。 1双馈式变流器的工作方式 目前风电场大多数采用双馈式风力发电机组，其主要包括风机、双馈感应发电机和双馈式变流器。 双馈式变流器对双馈感应发电机的转速在同步转速上、下两个方面变化，实现功率的双向补偿。 当风力发电机处于亚同步转速运行时，此时变流器能量流动为电网→变流器→发电机转子,即转子侧变流器从电网吸收功率，为发电机转子提供励磁电流，保证定子绕组产生与电网同频同幅的电压矢量，从而通过定子将风力机捕获的机械能转化为电能。 当风力发电机处于超同步转速运行时，此时能量流动方向为发电机转子→变流器→电网。即转子侧变流器将吸收的机械能反馈回电网，为发电机转子提供负励磁电流，保证定子绕组产生与电网同频同幅的电压矢量，从而通过定子将风力机捕获的机械能转化为电能。
含STATCOM的双馈电机风电场无功电压协调控制策略 赵晶晶;胡晓光;吕雪;符杨 【摘要】为增强风电场并网点电压稳定性，提出了变速恒频双馈风电场与动态无功补偿装置STAT⁃COM间的无功电压协调控制策略。电网故障导致风电并网点不同深度的电压跌落时，根据双馈风机Crowbar保护投切状态，对DFIG风电机组转子侧及网侧变流器与STATCOM进行无功功率分配，协调控制促进风电场LVRT期间风电并网点电压的快速恢复。最后，在DIgSILENT／PowerFacto⁃ry 仿真软件中建立了风电场和STATCOM控制模型，通过仿真验证该控制策略的有效性。%To enhance the stability of the grid voltage with grid⁃connected wind farm, this paper analyzes the volt⁃age and reactive power control of wind farms, and a coordinated control strategy based on doubly fed wind turbine ( DFIG) and reactive power compensation equipment STATCOM is proposed. When the grid fault leads to different degrees of voltage sag, reactive power between DFIG and STATCOM can be allocated according to the Crowbar pro⁃tection status. By this way, DFIG grid⁃side converter and the stator side reactive power generation ability are fully utilized, providing more dynamic reactive power to the grid for voltage support during the system’ s fault. Thus the voltage at the point of common coupling ( PCC ) during the LVRT period of wind farm is controlled and transient voltage recovery process is sped up. Finally, the proposed coordinated control strategy is simulated with a DFIG wind farm with STATCOM in DIgSILENT/Power Factory, and the simulation results verify the effectiveness of the proposed scheme.
浅谈风电场自动电压控制系统优化措施 摘要:目前，我国风电大多处于远离电力负荷中心的较偏远地区，该地区一般都 处于电网末端，电网网架结构较薄弱，因此，大规模风电需要通过高电压、远距 离输电线路输送到负荷中心。大规模风电接入区域电网的并网点电压随着风电出 力的变化而大起大落，严重影响电网运行的电压质量和稳定性。目前风电场无功 电压自动控制系统虽然已经投运，但是控制策略并未考虑到无功设备间的就地平衡。因此优化风电场自动电压控制系统控制策略具有重要的实际意义。 关键词:AVC 控制策略 0 引言： 风电场无功电压自动控制系统的控制目标为通过调节风力发电机组、动态无 功补偿装置以风电场高压侧母线电压为控制目标，同时兼顾风机机端电压在合格 的范围内。就单个风电场而言，通常拥有两台及以上变压器，每台变压器低压侧 各自运行着独立的动态无功补偿装置。风电场无功电压自动控制系统单纯的考虑 将风电场高压侧母线控制在合格范围内，并未考虑场内各台变压器间无功是否平衡，因此经常发生所属不同母线的两套动态无功补偿装置，一台发出容性无功功率，另一台发出感性无功功率，增加系统无功电流的环流，造成不必要的能量消耗。由于风电场内动态无功补偿装置响应速度灵敏，风力发电机组响应滞后，为 保证高压侧母线电压运行在合理范围内，风电场内动态无功补偿装置长期的大负 荷运行，引发风电场内动态无功补偿装置故障率居高不下。 1 无功电压自动控制系统结构优化 风电场现运行的无功电压自动控制系统服务器无法实现主备自动切换，当主 机发生故障后，只能通过现场运行人员巡视发现，然后进行人工切换，这将严重 影响无功电压自动控制系统的投运率及合格率。 优化后的无功电压自动控制系统仍然配备两台无功电压自动控制系统服务器，但是两台服务器可实现自动主、备模式运行，备机接收主机的心跳报文，当主机 发生故障，备机自动切换运行。 2 现行的无功电压自动控制系统策略 无功电压自动控制系统风场系统具有两个控制目标，按控制优先级排序如下： （1）监控并维持风机机端690V电压在合格范围内，若出现风机机端电压临近越限，将 执行校正控制，首先利用该风机本身及邻近风机的无功出力将其电压拉回。若风机无功调节 能力不够，将采用动态无功补偿装置进行调节。 （2）跟随主站下发的对风电场高压母线的电压控制目标，在满足控制目标（1）的基础上，无功电压自动控制系统接收调度主站下发的高压侧母线电压控制目标，并控制风电场内 的风机和无功电压设备，实现该控制目标；当与调度主站通信中断时，能够按照就地闭环的 方式，按照预先给定的高压侧母线电压的运行曲线进行控制。此控制目标充分保证风电场高 压侧母线电压的合格，一方面满足调度要求，实现整个风电上网区域各个风电场的电压协调 控制；另一方面，高压侧母线的电压合格，也是全场各风机电压合格的基础。 3 优化后的无功电压自动控制系统策略 优化后的无功电压自动控制系统策略增加了保留动态无功补偿装置较大的动态无功裕度，和维持场内无功平衡的功能。在满足目标（1）、（2）的基础上，增加（3）动态无功置换 策略，（4）站内无功就地平衡策略。 （3）无功电压自动控制系统全面统计风场内现有的风机，动态无功补偿装置，固定电容 器组（FC滤波支路）的运行数据，实时计算风机，动态无功补偿装置无功调节能力，综合计 算出风电场接入点的无功调节能力范围。无功电压自动控制系统根据风机当前的调节能力，
风电场动静态无功补偿协调控制策略毕诗泉 摘要：协调控制的无功补偿风电场是控制系统的构成和风电场运营过程的这一步,这是最重要的,一个困难的问题,在现阶段研究家庭网络的运营,对于技术规则是 风电场风能技术特有的。在风力技术发展初期，风力发电场较少，基础功率较低。然而，随着风力涡轮机规模的扩大，单个发动机场的规模也在扩大，最终形成了 一个1GW的风电场。因此，在风电场运行的这一阶段，不同的服务有必要独立 地改进相关元素，并将风电场组组合成一个完整的支撑点，以充分保证整个网络 的电压。 关键词：风电场无功优化；风电场；无功补偿；策略措施； 前言 由于自然资源等因素和负载平衡,各大型风电场的并网系统通常弱连接的终端 系统、电压无功控制一直是一个关切在风电场的并网系统的重要运行情况。2011 年的网络风向发生电离大型事故,依次在酒泉等大型风力发电厂和张家口市发生。 这事件表明,合理、有效和及时的措施,无功补偿对风电机组的安全稳定运行是重 要的。目前，风电场群无功功率补偿策略主要由单场独立控制主导。风电场组由 现场自动电压调节系统和安装在电压调节中心的无功补偿装置提供无功能量。风 力发电机组无功补偿的目标应与单场无功补偿的目标不同。除了满足基本的电压 为网络运作的电风扇、无功功率补偿电压范围应满足集团对于集团单一节点字段 的字段和对于共同连接点(point)电压控制的核心。 一、关于风电场无功电压控制的原则 1.风电场无功电压控制的分工 风电场的无功管理和电压控制由电网和风电场共同承担。电网的任务是整合 整个风电场无功优化网络，控制目标风电场电压和无功功率，确保整个电网安全、经济运行。风电场的任务是整合现有的控制手段，优化风电场内部的无功功率， 遵循网络部署指令，确保风电场安全经济运行。电网和风电场共同管理风电场的 无功电压。一个风电场的安全受到威胁，另一个风电场的安全得不到保证。合理 的风电场无功电压调节策略对双方都是有利的，同时也需要双方的参与。在优化 包括风电场在内的整个电网的无功功率时，需要风电场功率预测和可用作业区信 息(包括无功调节容量的估计)。风电场在对地面无功功率进行优化时，还需要提 供无功电压控制的运行计划和目标信息。本文主要研究风电场无功侧的电压调节 策略。假设风电场有足够的静态和静态无功补偿装置，容量充足，比例合理。 2.对于风电场无功电压控制策略设计的基础要求 风电侧无功电压控制策略应满足以下要求:从安全和经济的角度来看，安全是 第一要务。风力发电场能够区分和适应复杂的运行条件，因为在正常和故障条件 下可用的无功功率源的容量和类型有很大的多样性。由于通讯条件差和易受天气 影响，管制策略的有效执行不应过分依赖通讯的可靠性。 3.风电场无功电压的控制手段 风电场常见无功电压控制的手段及特点见下表。电容器、反应器、静态反应 性补偿器、静态同步补偿器和DFIG都可以通过改变风电场的无功功率来调节风 电场的无功电压。在电压安全受到威胁的情况下，DFIG还可以降低自身的有功功率，提高无功功率调节能力，提高风电场的电压水平。无功功率分布只能通过调 节电压调节变压器的输出来改变，不能产生无功功率分布。OLTC型电容器、反应堆和连接器是低成本、大容量的离散控制装置，可用于补偿风力发电和电网的大
风力发电机组的无功功率调节风电场主要由风力发电机组、箱式变电站、集电线路、主变压器组成。通常这些设备均吸收一定的感性无功。对于笼型异步发电机组成的风电场，发电机工作要吸收一定的无功功率，因此笼型异步发电机组成的风电场的无功呈感性。对于由双馈异步发电机或永磁直驱式同步发电机组成的风电场，当风速较小、送出的风功率很低时，风电场的无功呈容性；风速较高、送出的风功率很大时，风电场的无功呈感性。风电场的无功补偿应起到以下作用： （1）补偿风电场设备自身的无功消耗，包括风电场内的电缆线路、箱式变压器等。 （2）稳定和调节系统的电压。由于风速的随机性导致了风力发电机组出力的波动，进一步引起风电场的并网点或当地电网其他节点的电压波动。对于弱电网结构，风力发电机功率波动引起的电压波动尤其明显。因此要利用风电场的无功补偿对电压波动进行抑制，起稳定电压的作用。由于本地负载变化或运行方式变化引起的并网点电压偏低或偏高，风电场的无功要对并网点或其他节点进行电压调节，起调节系统电压的作用。 （3）对于电网故障引起的低电压，风电场的无功补偿尽可能向电网提供一定的无功，起到支撑电网的作用，具体情况根据风电场的无功设备而定。 （4）对于具有一定无功调节能力的双馈风力发电机或永磁直驱式风力发电机组成的风电场，除了具有上述三点外，还可以作为电力系统中的无功提供者，应向电网中提供无功，提高电网的功率因数。 一、直接并网的鼠笼型异步发电机 对于恒速恒频发电机组，普遍采用普通异步发电机，这种发电机正常运行在超同步状态，转差率s为负值，电机工作在发电机状态，且转差率的可变范围很小（s＜5%），风速变化时发电机转速基本不变。在正常运行时无法对电压进行控制，不能像同步发电机一样提供电压支撑能力，不利于电网故障时系统电压的恢复和系统稳定；发出的电能也随风速波动而敏感波动，若风速急剧变化，感应电机消耗的无功功率随着转速的变化而不断变化。由于恒速恒频发电机组自身不能控制无功交换并且需要吸收一定数量的无功功率，因此通常在机组出口端并联电容器组。但是，单纯地依赖常规的补偿电容器无法满足无功功率补偿要求，可能
风电场无功控制 摘要：近年来，风电以一种前所未有的速度迅猛发展，但大量的风电机组直接 接入电网，是对电网安全运营、电能质量保证的重大挑战，风力发电自身固有的 间歇性特点使风电场有功出力波动较大，且未来时刻的发电功率具有不确定性， 其引起的无功电压问题日益受到关注。本文通过对风电场无功源组成和特点的分析，优化选择出适合现今大型风电场的电压无功综合控制策略。 关键词：风电场；无功源；AVC；控制策略 引言 根据GB/T 19963—2011《风电场接入电力系统技术规定》的要求，风电场一 般均配置一定容量的无功补偿装置，包括可投切电容电抗器、静止无功发生器（SVG）和静止无功补偿器（SVC，其中有晶闸管控制电抗器（TCR）及磁控电抗 器(MCR)）等，如何综合有效的控制风电场的无功源是解决风电场电压稳定和无 功控制的关键。 1、风电场无功源及其特点 本节通过分析风电场无功源及其优缺点，为后文提出风电场电压和无功优化 控制方案做准备。 风电场内部可用于电压控制调整的手段包括：风机自身的无功调节、可投切 电容电抗器、快速动态无功补偿设备。各种控制设备特点如下： 1.1 风电机组 现有变频器技术能保证大型风力发电机的功率因数至少在±0.95之间动态可调，但目前风机基本上都被设置成定功率因数运行的控制模式，使风机自身的无功电 压调节能力未能发挥出来，事实上，当每台风电机组都设置成功率因数在±0.95 时，风电场能发出或吸收相当可观的无功功率。利用好了将对维持系统电压稳定 起到重要作用。 1.2 许多风电场配备了一定数量的可投切电容电抗器，其造价低廉，控制方便，但此类控制设备存在固有弊端： （1）只能实现阶跃型的离散控制。而且，电容电抗器全天得动作次数及连续两次动作间的时间间隔有严格要求，无法实现连续快速调节，也无法有效解决风 电场电压波动大的问题。 (2) 目前风电场配置的电容器容量较大，但都是由风电场独自控制，缺乏统一 管理，就会导致各风电场电容不合理投切，反而会在某些时候加重故障。 (3) 电容的无功补偿能力取决于电压水平，当电压水平低的时候其能提供的无 功补偿能力也随之降低，不利于对电网电压水平实现有效的支撑。 1.3 动态无功补偿装置情况： (1) TCR型SVC采用改变晶闸管触发角控制电抗器电流的方式，响应速度较快，小于10ms，但由于其工作模式打破了工频电流的连续性，电流波形畸变大，且 需要多套滤波电路的使用。 (2) MCR型SVC以改变电抗器铁芯励磁的方式改变电抗器等效阻抗的大小，反应速度较慢，MCR的响应速度在150ms—3O0ms左右，难以在电压波动时提供有 力支持。 (3) SVG采用变流方式直接对装置电流幅值、相位进行调节，调节速度快，并 且采用桥式多重化整流技术和脉宽调制控制技术，可滤掉电网谐波，调节电压三 相不平衡度，但价格偏高。
交/直流并网风电场电压协调优化控制 能源是经济社会发展的重要因素。由于化石能源的枯竭和环境问题逐渐得到关注,发展利用清洁无污染的可替代能源成为推动社会发展的重要任务和必然趋势。 其中,风力发电是目前最为成熟、最具有商业化发展前景的可再生能源发电方式之一。在过去的二十年里,风电技术的日益成熟和发电成本的不断降低使其得到各国政府的青睐,在世界范围内得到大规模地推广。 风电通常以风电场形式的集中开发和接入电力系统。风电本身具有较强的随机性和间歇性,这使得其在提供清洁能源的同时也为系统运行带来许多技术和经济挑战。 其中,风电场的电压控制和管理是保证风电场安全稳定运行的重要基础。随着风电渗透率的不断提高,风电出力的波动性不仅会导致并网点的大幅度波动而且还可能造成风电机组机端电压越限。 同时,外部电网的扰动也会影响风电场内部的电压状况,进而可能引起大规模的风电机组脱网事故。因此,风电场的电压控制问题已成为影响风电发展的关键一环,尤其是适应大规模风电场的电压优化控制问题仍有待进一步研究。 本文针对风电场功率、电压协调控制问题展开深入研究,旨在实现风电场内部电压合理分布的同时提高系统运行的经济性。特别地,在传统集中式电压控制基础之上,结合分布式算法提出了更加灵活和鲁棒的分布式和分散式优化控制方法。 论文的主要研究内容及贡献如下:(1)针对基于柔性高压直流输电(Voltage-Source Converter-Based High-Voltage Direct Current,VSC-HVDC)
并网风电场的电压协调控制问题进行了研究,提出了基于模型预测控制(Model Predictive Control,MPC)的集中式协调优化控制方法。所提方法将风电机组和风电场侧VSC换流器统一协调优化,充分发挥VSC换流器和风电机组的无功电压调节能力,实现风电场网络电压的合理分布,同时降低系统运行的功率损耗。 此外,考虑到风电场集电系统的R/X比值较大,有功功率对电压影响也同时被考虑,以实现更好的控制效果。仿真结果验证了所提方法在正常及启动运行下的有效性。 (2)基于交替方向乘子法(Alternating Direction Method of Multipliers,ADMM),提出了VSC-HVDC并网风电场电压控制的分层分布式模型预测控制(Hierarchical Distributed Model Predictive Control,HDMPC)方法。该方法利用ADMM算法框架,将传统集中式电压优化控制问题分解为一个无约束优化问题和多个并行的小规模带约束优化问题,迭代求解。 该控制方法缓解了中央控制器的计算负担,提高了信息安全性。仿真结果验证了所提方法的最优性及有效性,并且,ADMM算法的良好收敛性确保了该方法应用于实时控制的可行性。 (3)提出了基于对偶分解理论和广义快速梯度算法的交流并网风电场完全分布式电压协调控制算法,协调风电机组和无功补偿装置的无功功率,以优化风电场内部的电压分布。首先,将原始集中式无功电压优化控制问题变换为具有可分解结构的等价问题;其次,通过对偶分解理论将其对偶问题拆分为多个可并行求解的子问题,分别对应每一个受控单元(即风电机组或无功补偿装置);最后,利用广义快速梯度方法分布式地求解该对偶问题。 所提方法在保证最优性的同时消除了对中央控制器和远距离通信的需求。仿
风电场群的无功电压协调控制策略 【摘要】随着社会的发展，风电场的发展进入了一个全新的发展阶段，但是在发展的过程中，无功电压的控制模式单纯的只是对单个风电场的无功平衡进行考虑，对一些大型风电基地的电压控制上无法给与满足。因此，面对出现的问题，采取正确措施对风电场群的无功电压进行控制就显得非常的必要。 【关键词】风电场群；无功电压；协调控制 风电场在运行的过程中关注的主要问题之一就包含了无功电压协调问题，但是在发展的过程中过于针对单个风电场的并网点进行考虑，随着开发风电的规模逐渐的增大，这样个的控制策略在一定的程度已经跟不上发展的需要。因此，对这方面的控制策略进行探究是现代电力工作人员的工作重点。 1 协调控制风电场群的基本思路 在对这方面进行阐述的时候，对汇集站内的风电场群进行结合考虑，将汇入到其中的母线作为电压的中枢点，对每个风电场的无功输出进行协调，将网损进行降低、将整体电压的合格率提升上来。将风电场的群控制中心设置在多个风电场集中接入的区域，依据电网的经济性需求和安全性，对各个风电场的无功调节装置动作进行协调，以笼型机为重点的风电场的无功调节的设备涵盖升压变分的接头、电容器组和SVC，升压变分接头和双馈机的装置包含在一双馈机为主的风电场中。下图是控制系统的结构： 每个风电场将实时有功出力Pg作为依据，对现阶段风电机组的无功产生极限Qj进行计算，然后把Qj与别的无功调节设备的调节能力向风电场的控制中心进行传送。风电场群控制的中心对不一样的控制目标作为依据，例如网损最小、中枢点电压水平，并将相应的控制策略制定法出来。 2 协调控制风电场群的数学模型 2.1 对目标函数进行优化 地区电压控制的中枢点主要是存在于汇入的母线中，该地区电网运行的保证是由电压质量来进行决定。引进中枢点电压偏离的指标用下面的式子进行表示：f1=（V2-1）2。在控制风电场群协调性的时候，一定要保证每个风电场的接入点的电压量与现有的考核要求是一致的。具体公式如下：F2=（vk-1）2。 将这两个式子结合起来，将电压的最小控制策略就可以进行获取：minF1=a1f1+a2f2。 如果单纯的对地区电网的运行经济性进行考虑，下面的公式是网损的最小控制方式：minf2=p1
内蒙古电网风电场(光伏电站)自动电压控制系统(AVC)管理规定为保证内蒙古电网电压稳定运行，规范风电场(光伏电站)自动电压控制系统管理工作，特制订本办法。 1总体要求 1.1接入内蒙古电网的风电场(光伏电站)应按照接入电网技术要求配备AVC 子站装置，接受调控中心(地区调度)AVC主站系统的实时闭环控制，风电场(光伏电站)所有无功电源(包括无功补偿装置、风力发电机组/光伏逆变器)及接入电网的主变压器分接头均应参与电网无功电压自动控制。 1.2新建风电场(光伏电站)投产时要同步具备AVC功能；已投产风电场(光伏电站)，要逐步改造具备AVC功能。新建风电场(光伏电站)并网前应完成AVC 子站设备与调控中心(地区调度)AVC主站系统的信号对调工作，并网后一个月内应完成与调控中心(地区调度)AVC主站系统的闭环联调工作，并向调控中心(地区调度)上报联调报告，经审核满足要求后投入闭环运行。 1.3风电场(光伏电站)应建立AVC子站设备技术档案，包括产品使用和维护说明书、图纸、出厂检验记录和合格证、安装调试检验报告、现场调试报告、闭环联调报告、设备定值清单和运行维护记录等，并报调控中心(地区调度)备案。 2 接入划分及专业管理分工 2.1升压站高压侧母线为220kV及以上电压等级的风电场(光伏电站)，其AVC 子站接入调控中心AVC主站并闭环运行；升压站高压侧母线为110kV及以下电压等级的风电场(光伏电站)，其AVC子站接入地区调度AVC主站并闭环运行。 2.2调控中心(地区调度)系统运行专业是风电场(光伏电站)AVC系统的运行管理部门，负责指导和督促风电场(光伏电站)落实AVC工作，对AVC运行结果进行分析、考核，对运行参数和定值进行审核。调控中心(地区调度)自动化专业负责与AVC子站的调试试验和运行维护工作，并对子站设备进行考核工作。 3 AVC子站定值管理 AVC子站定值由风电场(光伏电站)在满足调度和装置性能要求的前提下自行制定并报调控中心(地区调度)备案。AVC子站的涉网参数设定值须经调控中心(地区调度)审核后执行，包括高压侧母线电压有效值上下限，高压侧母线电压闭锁值上下限，风电机组/光伏逆变器无功出力有效值上下限，风电机组/光伏逆变
直驱式永磁同步风力发电机低电压穿越的有功和无功协调 控制 在低电压穿越过程中，该控制策略根据变流器直流侧电压的变化，通过机侧变流器调节风力发电机的电磁功率，使电网故障期间风电机组的功率波动由发电机转子承担，消除全功率变流器两端的功率不平衡，稳定直流侧电压。并根据电网电压幅值，通过网侧变流器实现对风电机组输出有功和无功的协调控制，抑制电网电压扰动。 一、传统控制策略 图7-20 永磁同步风力发电机组传统控制策略框图图7-20为采用双PWM变流器并网的永磁同步风力发电机组传统控制策略框图。PMSG传统控制策略是通过机侧变流器实现最大风能跟踪，通过网侧变流器实现直流侧电压的稳定调节和单位功率因数控制；当电网电压跌落时，通过Crowbar保护电路消纳多余能量，实现PMSG的低电压穿越。 1.机侧变流器的控制策略 PMSG在dq同步旋转坐标系下的矢量数学模型为
式中ω c ——转子的电角速度； 、——定子电压、电流矢量； 、——定子磁链矢量、转子永磁体在定子中感应的磁链矢量； L s＿d 、L s＿q ——定子d轴和q轴电感； R s ——定子电阻； T c 、P s 、Q s ——PMSG的电磁转矩、定子侧有功、无功功率； p——PMSG的极对数； 、——定子电流的d轴分量和q轴分量。 忽略定子电阻及定子磁链变化，将同步旋转坐标系的d轴定向在定子磁链矢量上，由式（7-28）可得PMSG定子侧有功功率、无功功率和电磁转矩方程为 由式（7-29）可知，通过分别控制定子电流的d轴分量和q轴分量 可以实现PMSG机组的有功功率和无功功率的解耦控制。 图7-21为PMSG机组的机侧变流器控制策略框图。该控制系统内环为电流控制环，电流参考指令、分别取决于外环控制的定子电压控制和最大功 率跟踪控制。其中，最大功率跟踪控制曲线P opt （ω c ）如图7-22所示。
风电场多机协调控制研究 随着能源短缺、环境污染等问题日益凸显，风能作为一种可再生能源逐渐被广 泛应用。而风电场作为一种重要的风力发电利用方式，由于其集中式发电的特点，具有方便维护、适合规模化、成本低廉等优点，因此越来越受到关注。然而，随着风电场规模越来越大，风机的输出之间和与电网之间的相互影响日益显著，多机协调控制已经成为保证风电场安全、稳定运行的重要手段。 一、风电场多机协调控制是什么？ 风电场多机协调控制是指在风电场内设置多台风机，通过对风机间的协调控制 来优化每一台风机的功率输出，使得整个风电场的电能稳定、高效地输出到电网上。 具体来说，多机协调控制包括风机间的功率分配、负载调节、电网电压调节等 方面，因此需要对各种因素进行综合分析和控制，以保证风电场的安全、稳定运行。 二、为什么风电场需要多机协调控制？ 在风电场中，风机之间的距离较近，风速的涨落、风机的机械和电气系统的性 能差异等因素导致风机之间存在相互影响。如果单独调节每一台风机的功率输出，容易导致整个风电场的电能输出不稳定、甚至出现灾难性事故。因此，多机协调控制是保证风电场安全、稳定运行的必要手段。 另外，在风电场的电网运行中，还需要考虑电网的电压、频率等因素，需要通 过风电场内多机协调控制来实现对电网的电能输出的有效调节和控制。 三、风电场多机协调控制需要考虑哪些因素？ 风电场多机协调控制需要考虑的因素包括： （1）风机间的功率分配
在风电场内，各台风机之间的风速、气压等因素不同，会导致各台风机的输出功率也不同。因此，需要对各台风机进行实时监测和调节，以保证各个风机输出功率的平衡和稳定。 （2）负载调节 风电场内的负载类型和负载分布也会影响风电场的电能输出。通过对负载的合理调度和控制，可以有效地提高风电场的发电效率。 （3）电网电压调节 风电场的电能输出需要有一个稳定的电压和频率。通过对风机输出的控制以及与电网之间的协调配合，可以达到对电压的有效调节和控制。 四、多机协调控制需要哪些技术支持？ 风电场多机协调控制需要依赖于现代技术手段来实现。具体来说，需要利用现代控制理论、智能化控制技术、通信网络技术等，来实现对风电场内各种因素的精准监测、数据传输和控制。 例如，在风电场电网运行中，需要利用数据通信技术实现对风电场内各台风机的状态监测和数据的及时传输；需要利用先进的控制算法和控制理论，对风机的功率分配、负载调节、电网电压调节等进行精准控制和优化调节。 五、结语 风能作为一种可再生能源，其应用前景广阔。作为风能利用的关键环节之一，风电场的多机协调控制是保证风电场安全、稳定运行的重要手段。随着技术的不断发展，风电场多机协调控制技术也在不断创新和发展，未来将为风能开发利用和能源转型发挥更加重要的作用。
风电场并网稳定性及控制策略研究 风能是一种绿色、可再生的能源，具有无限的潜力。近年来，随着全球环境保 护意识的不断加强，风能逐渐成为了各国推广的一种重要能源类型。风电场的建设数量也在不断增加。但是，随着风电场建设规模的不断扩大，风电场并网稳定性的问题也逐渐引起了人们的关注。本文将从风电场并网稳定性的概念、原因和控制策略等几个方面进行探讨。 一、风电场并网稳定性概念 风电场在运行时需要通过电网与外界相互连接，以实现风能转化为电能的目的。因此，风电场的并网稳定性是评价风电场上网能力的重要标志。简单来说，并网稳定性就是指在电网突然变化时，风电场可以保持稳定运行状态的能力。电网的突然变化可能来自于发电负载突然增加或减少、电网故障发生等原因。 二、风电场并网稳定性的原因分析 在风电场的并网运行中，存在以下几个潜在的安全隐患： 1、电压不稳定：电网电压的不稳定变化，可能会对风电场并网造成不良影响，例如降低发电容量、增加发电成本等。 2、功率不稳定：在电网故障或发电负载变化时，风电场的发电功率也会出现 随之变化的情况。根据发电功率的变化程度，可能会导致风电场的短暂停运、稳态操作或瞬时失稳等情况。 3、频率不稳定：在电网负载突然变化时，电网振荡会引起风电场的振动，导 致风电机的转速变化，从而对风电场并网的稳定性产生影响。 三、风电场并网稳定性控制策略
针对风电场并网稳定性的问题，研究人员提出了以下几种风电机组发电控制策略： 1、励磁控制策略：在发生电网故障时，风电机的控制通常采用励磁控制。励 磁控制的目的是使风电机在发电时提高系统电压，从而最大程度地保持稳定。 2、无功补偿控制策略：在风电场进行并网运行时，采用无功补偿控制策略可 以有效地改善电网电压的稳定性。无功补偿控制通常指的是通过调节风电机的功率因数，来保持电网电压的稳定。 3、风电机群控制策略：在风电机大规模组织中，并网运行的控制中，需要对 整个组织进行同步控制。这通常由风电机群控制策略来实现。通过风电机群控制策略，可以将风电机的发电控制参数进行同步控制，从而保持整个风电群的稳定运行。 4、电子柔性直流输电技术：电子柔性直流输电技术是现代电力系统中一种新 型的输电技术。这种技术可以将输电线路的功率传输能力提高到极致，从而保持整个电力系统的稳定运行。 综上所述，风电场并网稳定性的控制策略非常关键。在实践中，需要根据不同 的并网运行模式，采用不同的控制策略，从而保证风电场的稳定运行。
风电场并网运行控制策略及其优化 随着全球对环保问题的关注日益加深，可再生能源的开发和利 用成为了全球能源发展的重要方向。其中，风能作为一种无污染、不排放温室气体的清洁能源逐渐受到各国政府和企业的青睐。如今，全球范围内的风电装机容量正在不断增长，风电场的建设和 运行控制面临着新的挑战。因此，对风电场并网运行控制策略及 其优化进行深入研究，对于提高风电发电效率和降低风电场的运 行成本具有重要意义。 一、风电场并网运行控制策略概述 风电场并网运行控制策略主要是指风力发电机组和电网之间的 协调控制。在国内外的风电场建设中，为了适应电网对稳定电压、频率和无功功率等方面的要求，采取了多种并网运行控制策略。 1、半随风启动策略 半随风启动策略是指当机组转速达到一定值时，再投入电网并 网运行。这种策略可以降低并网电流的冲击，使风力发电机组较 轻松地完成并网过程。 2、恒功率控制策略 恒功率控制策略是指将输出功率控制在一个设定值，通过控制 电网侧的电压来实现控制目标。这种策略适用于小型风电场。但
是在大型风电场中，因为电网的容量限制，恒功率控制策略的适 用范围有限。 3、最大功率跟踪策略 最大功率跟踪策略是指通过控制叶片的角度和转速来实现输出 功率最大化。这种策略适用于风能资源稳定的情况下，但是在不 稳定的风能资源条件下，其控制精度会受到较大的影响。 4、双馈风力发电机控制策略 双馈风力发电机控制策略是指在风力发电机和电网之间加入一 个功率电子装置，将转子电流变成可控制的电流去控制输出功率。这种策略具有较好地控制性能和经济性。 以上是常见的并网运行控制策略，这些策略在不同的风电场中 有不同的应用范围和效果。为了提高并网运行的效果，需要进行 策略的优化研究。 二、风电场并网运行控制策略优化 风电场并网运行控制策略的优化主要包括以下方面： 1、优化风机控制策略 针对不同风能资源的变化，采取不同的控制策略来实现并网运行，通过根据实时表观功率和风速数据，对风机的控制策略进行 实时调整，可以最大限度地发挥风力资源的利用效益。
风电汇集系统静态电压稳定性分析及调度策略控制 摘要：风能是一种清洁、无污染的可再生能源，大规模风力集群发电是解决环 境污染和能源危机的有效途径，我国能源和负荷的逆向分布、风电接入电网多采 用风电场集群,高压输送模式。随着大容量风电场接入高电压等级输电网中,风风 屯接入对主网的电压稳定性产生了显著影响。本文基于大规模风电场集群无功电 压支撑能力弱,系统抗扰动能力差等特点,着重从系统无功源的运行特性、电压稳 定分析、风电集群系统低频振荡现象以及无功优化控制策略介绍了当前风电集群 系统接入电网电压稳定性研究概况。 关键词：无功电压；风电汇集系统；静态电压；稳定性 与传统的并入配电网的分布式风力发电不同，大规模风电是将众多(几十甚至 几百台）风力发电机组经过汇集后，直接并入220kV以上电压等级的输电网。这 种采用集中并网模式的大规模风电场，存在电压控制问题。风电的随机波动和电 网侧面受到的干扰会对电压的稳定性造成一些影响，会导致系统电压的稳定性大 大降低，为了维持稳定性，有时候需要限制风电。随着科技的不断发展，这个问 题已经有了一些解决办法。 一、风电并网对系统电压静态特性的影响 不同类型的风电机组，由于其结构不同，对电网的影响也不一样。恒速恒频 风电机组主要采用风力机驱动异步感应电机发电，然后直接接入电网；由于异步 感应电机在发出有功功率的同时，需要从电网吸收无功功率，因此，其电压稳定 性较低。变速恒频风电机组由于可实现最大风能捕获、减少风轮机组机械应力等 优点，成为主要的发展方向；其中基于双馈感应电机的风电机组由于降低了电力 电子装置的容量，近年来，得到了广泛的发展；但由于变速恒频风电机组采用了 电力电子装置，使得电磁功率与机械功率解耦，无法向电网提供惯性响应，对电 力系统的频率稳定性产生不利影响。随着我国对风电建设力度的加大,风电装机规 模不断增加,大规模风电并网对电力系统产生的影响将逐渐突出,由此带来的相关 系统问题将成为我国风电发展的主要制约因素之一。大规模风电并网有两种情况：一是大型风电场接入输电网，二是多个小型风电场接入电力系统某一地方的配电网。小规模风电场并网对电力系统的影响主要是以下几个方面：稳态电压值的上升、过电流、保护装置的动作误差、电压闪变、谐波、浪涌电流造成的电压降落。大规模风电场并网对电力系统的影响除了以上那些方面外，还会有电力系统的震 荡和电压稳定性问题。因此只有对大规模风电场并网才有必要考虑电压稳定性问题。国外风电主要采用分散并入配电网，国内风电场主要采用直接并入主网的方 式接入主网。由于汇集站一般分布在电网末端，与主网联系较弱，风电有功功率 波动时，汇集站电压变化较大，严重增加了电网电压的调整难度。特别是部分风 电直接接入500kV 电压等级主网后，主系统的电压稳定性受到了更加直接的影响。 二、风电场并网后的电压调度策略 风电功率受自然风特性限制，存在较大的间歇性和随机性，因此，随着规模 风电的集中并网，将带来电网网架设计的困难，无功补偿容量的变化以及电网电 能质量的下降。特别是当风电有功功率日波动较大时，将严重影响现在电网运行 方式安排。在电网规划和设计阶段，如果没有充分考虑大规模风电的影响，将造 成地区电网安全稳定问题。大规模风电集中并网将对系统带来较严重影响，这种 影响，主要取决于风机类型、风机布置、以及风功率大小，相同机组类型、相同 机组容量的风电场，如果在电网中的接入位置不同，将对系统电压产生不同的影
风电场升压站无功控制策略研究 摘要：作为一种清洁的可再生能源，风力发电在我国得到了广泛应用．风电技 术也从过去的自发自用、独立运行的小型风力发电机发展成为多机联合并网运行 的大型风力发电场。目前，我国已规划并建设了多个风电基地。基于SVG和电容 器组联合运行方式下的无功控制策略．该策略以接入点为电压控制点，以扰动前 的稳态电压为控制目标，在不同的电压区间内，采用不同的调压模式，充分利用SVG的动态调节能力，保证了无功控制策略的实用性。 关键词：风电场；VMP系统；无功控制 受资源禀赋的自然分布所限，风电场大多建于电网末端，通过无功支撑能力低、电压分布不平衡的弱电网连接到电力系统。风速的随机波动和运行方式的改 变等扰动均能引起并网点的电压波动，进而影响电力系统的安全稳定运行。在电 网运行商制定的风电并网技术导则中，要求风电场具有并网点无功补偿与电压调 节的能力，平抑随风速引起的电压变化。由于风能是一种间歇性能源，风电出力 的随机性和波动性以及电网中风电比例的增加，给电网的调度、运行带来了新的 挑战。大容量风电同时并网会造成接入变电站母线电压质量急剧下降。由于风机 大多为异步发电机，风电场在发出有功功率的同时会吸收无功功率，且风电机组 大多不能进行持续有效的有功、无功调节，如不采取相应的控制措施，可能对电 网的无功、电压稳定性造成影响，或者增加电网的网络损耗．因此，大容量风电 接入系统和远距离输送，往往存在功率不平衡、电压不稳定等技术问题，对当地 电网无功补偿容量的配置以及电压稳定性会产生明显的影响。 一、电场VMP系统工作原理 一般而言，VMP系统是指风电场无功功率／电压自动控制平台简称VMP，主 要应用在兆瓦级风机风电场的并网点电压控制和无功功率自动补偿。各型的风电 场VMP系统的基本结构相似，下面以某公司VMP系统为例进行分析，VMP系统 结构如图所示。 该 VMP 系统将风机组群看成为 1个连续可调的无功源，根据无功电压分层协 调控制原则，由电力系统自动电压控制系统（AVC）主站下发调节（无功、电压）命令，传给发电厂AVC 子站，经状态反馈分析计算，下达指令给AVC 子站机组、发电机、变电站。通过 AVC 对变电站或无功补偿设备及主变分接头进行适时调整，能有效地控制区域电网无功的合理流动，优化电网内无功潮流的分布，改善电网 整体的供电水平，可以提高电压质量，减少网损。为此，风电场应满足电网对无 功容量的以下要求：风电场的无功控制应按照分层和分区基本平衡的原则进行配置，并满足工况下运行要求。风电机组应具有一定的无功容量，至少不低于风电 机组在额定有功功率输出时超前 0.95 到滞后 0.95 功率因数所确定的无功容量范围，并且具有控制其发出的无功功率在无功容量范围内动态可调的能力。风电场 要充分利用风电机组的无功容量及调节能力，当风电机组的无功容量不能满足风 电场的电压调节需要时，应在风电场配置集中无功补偿装置。 二、电场升压站无功控制策略 为解决大规模风电场并网运行时带来的电网系统电压不稳定问题，目前风电 场汇集升压站内无功补偿方式一般采用静止无功发生器(SVG)和并联电容器组联合 运行的方式。因此，合理的无功控制策略就显得尤为重要，为解决此问题，提出 新的无功控制策略方案。