基于模型預測控制的風電場多層級無功電壓優化

杜劍行， 朱冬雪

(1. 國網冀北電力有限公司 張家口供電公司，河北 張家口 075000)

基于模型預測控制的風電場多層級無功電壓優化

杜劍行1， 朱冬雪2

(1. 國網冀北電力有限公司 張家口供電公司，河北 張家口 075000)

2. 國網天津市電力公司 客戶服務中心，天津 300202)

為解決張北地區大規模風電匯集饋入薄弱電網所存在的電壓協調控制問題，應用了一種覆蓋“系統級-匯集區域級-風場級-設備級”的多層級無功電壓控制策略，充分利用現有設備的無功調壓能力，使得全網電壓控制協調統一、保障大規模風電匯集饋入后電網運行的安全性和可靠性。同時，應用了一種基于模型預測控制(MPC)的電壓矯正控制方法，該方法不僅可以保證SVG、風機以及主變分頭的協調調壓關系，還可以確保SVG備用容量最大以保證系統因各種原因導致的電壓波動過于劇烈時的快速調壓需要，使得風電場系統能更平滑的達到電壓控制目標。

無功優化； 電壓控制； 風電； 多層級； 模型預測

0 引言

隨著近幾年我國千萬kW級風電基地的快速建設，風電場群集中并網的大規模風電匯集接入電網的工程越來越多，風電場對系統電壓的影響也越來越突出，因而成為專家學者的研究熱點。研究表明，電壓問題是造成風機脫網事故的主要誘因之一，而且風機脫網引發電壓波動會導致風機連鎖脫網事故的發生。自2010年以來我國發生了多起風機脫網事件，冀北電網更是風機大規模脫網的重災區。根據國家電監會公布的數據顯示，2010年全國發生一次損失風電出力10～50萬kW的脫網事故14起，其中4起發生在冀北電網。2011年1～8月份全國發生一次損失風電出力10～50萬kW的脫網事故54起，其中36起發生在冀北電網，一次損失風電出力50萬kW以上的脫網事故12起，其中8起發生在冀北電網，而冀北電網損失出力超過50萬kW的脫網事件全部發生在張家口沽源地區。本文針對張北地區大規模風電匯集饋入電網的運行實際，對張北地區典型的無功電壓調節策略進行了探討，提出一種基于模型預測控制的風電場無功電壓動靜態協調控制策略，并得出目前張北地區存在的無功補償及電壓問題。

1 多層級無功電壓控制策略基本思路

多層級無功電壓控制策略主要包括了4個方面，系統級電壓協調控制策略、匯集區域級電壓協調控制策略、風場級電壓協調控制策略、設備級控制策略(如圖1)。基本思路為在系統層面，實現全局無功協調優化控制，達到動態無功儲備最大化和優化分布的目標，同時將優化后對各風電匯集區域的無功需求轉化成電壓追蹤指標。在風電匯集區域層面，以偏離系統級電壓控制策略下達的電壓追蹤目標值最小，并且區域內動態無功儲備最大化為目標，考慮各區域的電壓水平、電網薄弱程度，以及動態無功補償裝置的調壓能力、區域內無功裕度需求等約束條件[1-3]。在風電場層面，以風電場高壓側母線電壓為控制目標，同時兼顧風機機端電壓在合格的范圍內，確保SVG、風機以及主變分頭的協調調壓關系以及SVG備用容量最大。設備級控制策略充分發揮SVC/SVG的動態響應和電壓支撐能力，以應對電壓波動、電網故障和事故擾動。

圖1 多層級無功電壓控制策略架構

2 多層級無功電壓協調控制策略原理

2.1系統級電壓協調控制策略

常規的系統級電壓協調控制策略為：通過計算電網模型，以母線電壓合格、潮流不過載為約束條件，求解全網網損最小的優化運行方式。而風電匯集區域的系統級電壓協調控制策略，需另充分考慮多種無功調壓設備調壓響應時間、空間上的分布以及調壓目標等多個因素，在全局實現無功協調優化控制，使得在系統級層面，達到動態無功儲備最大化和優化分布的目標，同時將優化后對各風電匯集區域的無功需求轉化成電壓追蹤指標，供風電區域級電壓控制策略使用。

2.2匯集區域級電壓協調控制策略

風電匯集區域級電壓控制在常規的穩態電壓控制之外，需要實現風電匯集區內風電場與風電場之間、風電場與匯集變電站之間以及跨電壓等級風電輸送通道之間的協調控制，還要實現以下兩個方面功能[4-5]：

(1)動態無功儲備控制

即為考慮電網潛在關鍵故障的快慢動態無功補償裝置間的無功置換。將無功儲備控制納入區域協調控制，在分區內統一協調整定。此無功儲備控制為了最大地發揮動態控制能力，保證系統內動態無功儲備最大化，以保障系統的暫態電壓安全，盡可能使SVC/SVG等動態無功補償裝置保持較大的無功向上向下裕度，以應對系統出現的瞬時擾動。在保證電壓合格、優質的前提下，進行快慢動態無功補償裝置間的無功置換方法，用慢速的無功補償設備，如發電機勵磁系統，承擔SVG“卸下”的無功負荷。

(2)對于中樞母線電壓的控制

利用SCADA的實時遙測采集當前中樞母線電壓，以二者的差值作為輸入，兼顧區域無功動態儲備和均衡，并給出控制策略，使得中樞母線電壓控制到設定值附近，以區域為基本單元完成電壓閉環控制。

2.3風電場級電壓協調控制策略

風電場電壓協調控制策略的目標為：以風電場高壓側母線電壓為控制目標，同時兼顧風機機端電壓在合格的范圍內，并最大化SVC/SVG快速無功設備的動作裕度，應對電壓異常變化。這三個控制目標，按控制優先級排序如下：

(1)監控并維持風機機端690 V電壓在合格范圍內。若出現風機機端電壓臨近越限，將執行校正控制，首先利用該風機本身及鄰近風機的無功出力將其電壓拉回。若風機無功調節能力不夠，將采用SVC設備進行調節。此控制目標充分保證風場內每臺風機的正常并網發電，保證風機不因電壓問題出現脫網，為電壓的校正控制。

(2)跟隨匯集區域電壓策略下發的對風電場高壓母線的電壓控制目標。在滿足控制目標1的基礎上，風場接收匯集區域策略的高壓側母線電壓控制目標，并控制風電場內的風機和無功電壓設備，實現該控制目標；當與調度主站通信中斷時，能夠按照就地閉環的方式，按照預先給定的高壓側母線電壓的運行曲線進行控制。

(3)維持場內無功平衡，并保留較大的動態無功裕度。在滿足目標1、2的基礎上，風場子站系統能平衡場內無功流動，避免多臺SVC/SVG之間或風機之間出現不合理的無功環流。同時，在電壓合格的基礎上，能使用風機的無功去置換出SVC/SVG設備的無功，使SVC/SVG設備保持有較大的動態無功調節裕度，為應對電壓異常變化做好準備。

2.4設備級電壓協調控制策略

設備級的電壓控制策略目標是充分發揮SVC/SVG在秒級穩態下的無功調節和毫秒級暫態下的電壓支撐作用。本文提出定電壓和定無功相結合的無功電壓協調控制方法：

(1)當采集高壓側母線的實時電壓在電壓上下限范圍之內時，SVC裝置按照接收的無功指令進行無功出力調節。通過定無功控制，實現SVC/SVG無功與風電機組無功的快速轉換，確保SVC/SVG具備足夠的動態無功儲備來應對電網可能發生的擾動，并且在電網擾動結合進入新的穩態后，快速釋放SVC/SVG無功儲備，以應對未來可能發生的電網故障。

(2)當采集高壓側母線的實時電壓在電壓上下限范圍之外時，SVC裝置自主調節設備無功出力，把電壓控制在上下限值范圍內，屬于定電壓控制。通過定電壓控制，充分發揮SVC/SVG的動態響應和電壓支撐能力，支撐電網電壓運行于正常范圍之內，從而提高電網的事故擾動承受能力，增加風電場的連鎖脫網安全裕度。

3 基于模型預測控制的風電場無功電壓動靜態協調控制

不同電壓或無功控制設備的動作特性各異，控制效果也不盡相同。變壓器分接頭及容抗器設備動作時間一般為分鐘級；風機調壓響應速度依風機制造廠家不同分布在數秒至數十秒范圍之內；SVC/SVG設備自身動作迅速，可在秒內完成。所以在研究無功電壓協調控制策略時，多種設備間的協調配合成為研究的重點和難點[6-8]。傳統的控制方法一般不考慮設備之間的協調性，這種情況下SVG和風機一同響應風場電壓目標值，必然出現SVG快速無功將迅速耗盡的情況，導致在未來潛在緊急控制或電壓波動場景中無快速無功支持[9-10]。

對此本文應用了一種基于模型預測控制(MPC)的電壓矯正控制策略，該策略不僅可以保證SVG、風機以及主變分頭的協調調壓關系，還可以確保SVG備用容量最大以保證系統因各種原因導致的電壓波動過于劇烈時的快速調壓需要，使得風電場系統能更平滑的達到電壓控制目標。

MPC控制的目標：一是風電場并網點電壓偏離設定值最小；二是SVG在本地控制中接入點電壓偏離設定值最小；三是在保證前兩個目標的前提下，使得SVG的備用容量最大，以備在緊急情況下能夠滿足快速調壓的需要。

基于MPC的風電場無功控制在工程化應用中著重解決以下問題：

(1)涵蓋常規風電場AVC控制需要完成的追蹤控制、校正控制、增強控制等模式，在保留SVC無功裕度方面優于常規控制。

(2)利用風電有功預測數據實現前瞻控制，在風電有功出力劇烈變化時減少電壓波動。

4 應用效果

4.1現場閉環應用效果

本閉環對比測試采用張北友誼風電場模型和實時數據完成。測試時MPC控制和常規控制同時處于閉環運行狀態。友誼風電場安裝有67臺金風1.5 MW機組，無功調節范圍-0.3～0.3 MVar，功率因數范圍0.95～1；1臺TCR，額定容量38 MVar，實測最大無功輸出能力約30 MVar。友誼風電場基于MPC的AVC控制于2014年11月2日至3日完成軟件升級、開環測試、本地閉環測試，于2014年11月4日投入試運行。下面對友誼風電場基于MPC的AVC閉環控制典型效果進行分析。

2014年11月4日18∶15∶20接收到調度AVC主站循環碼指令由32230變為12245，如圖2，轉換成電壓設定值即要求由223.0 kV升至224.5 kV。

圖2 MPC無功置換控制過程一

2014年11月4日18∶15∶38 AVC子站開始發送各風機增無功指令；圖3顯示出MPC策略要求 #18 風機由-0.15 MVar逐漸降至-0.12 MVar。

圖3 MPC無功置換控制過程二

圖4為#18風機實時無功曲線，可以看出風機無功出力與無功設定值跟蹤效果很好。

圖4 MPC無功置換控制過程三

可以看出18∶15∶38AVC子站發送升TCR無功指令由-14.98 MVar逐漸升至-4.8MVar。

18∶16∶23電壓達到調度指令后，AVC子站開始發送TCR無功置換指令由-4.98 MVar逐漸降至 -14.8 MVar,如圖5。

圖5 MPC無功置換控制過程四

圖6為TCR實時無功曲線，與無功設定值跟蹤效果較好。

圖6 MPC無功置換控制過程五

圖7為220 kV母線電壓實時曲線，可以看出18∶16∶00電壓升至224.41 kV合格；在后續的置換過程中仍維持電壓合格。

圖7 MPC無功置換控制過程六

4.2現場開環測試

本開環對比測試采用張北照陽河風電場模型和實時數據完成。測試時MPC控制和常規控制同時處于開環運行狀態。通過人工設置相關數值進行了追蹤控制、校正控制、增強控制等模式的策略對比，如設置調度指令目標與當前中樞母線實時電壓高進行追蹤控制的策略對比，設置某個風機當前電壓值高于上限進行校正控制的。通過分析MPC控制和常規控制兩種策略可以看出，MPC控制和常規控制都能實現消除電壓越限、消除無功環流等功能，但在保留SVC無功裕度方面MPC控制優于常規控制。

4.2.1 追蹤控制——升中樞母線電壓

控制斷面特征：220中樞母線實時電壓225 kV，模擬調度指令目標225.5 kV。

策略對比分析：

中樞母線電壓設定值較實際值稍有偏高，相同點為MPC和常規模式均采取增無功出力控制策略；不同點為MPC控制下風機和SVG一起增無功，風機能力不足時SVG方繼續增發無功，常規控制下SVG優先增無功。MPC較常規控制能保留動態無功裕度。

4.2.2 校正控制——風機電壓偏低

控制斷面特征：220中樞母線電壓225，模擬調度指令目標224.5；#1風機電壓0.63偏低。

策略對比分析：

中樞母線電壓設定值較實際值稍有偏低，#1風機電壓偏低，相同點為MPC和常規模式均采取增#1風機無功出力控制策略，以提升#1風機機端電壓；不同點為MPC控制下臨近風機增發無功輔助#1風機抬壓，較遠風機和SVG減發無功追蹤中樞母線電壓，常規控制下#1風機單步無功調節量大于步長。MPC能在校正風機電壓的同時追蹤中樞母線。

4.3MPC前瞻控制效果

2014年12月3日 08:27內調度AVC主站循環碼指令保持由32239，轉換成電壓設定值即要求223.9 kV。此時風電場有功出力呈現持續增長趨勢，如圖8在1 min內由30.99 MW增長至33.22 MW。

2014年12月3日 08:27內AVC子站對SVC和部分風機下達增無功指令。圖9顯示出的MPC策略要求SVC由-22.59 MVar逐漸降至了-18.81 MVar。

圖10顯示出MPC策略要求#47風機由 -0.21 MVar 逐漸降至-0.13 MVar。

2014年12月3日 08:27內AVC子站控制220母線電壓于223.56 kV至223.94 kV之間，始終保持在223.9±0.5 kV考核范圍之內。圖11顯示出220 kV#5母線受控CA線電壓。

圖8 MPC前瞻控制過程一

圖9 MPC前瞻控制過程二

由220母線電壓曲線可以發現，在08:27:42 s時，母線電壓在223.9±0.3 kV范圍內，在傳統控制方法下處于控制死區中。并且此時刻瞬時有功變化速率很小，但MPC方法由于使用了分鐘內的預測信息，判斷出此后風場有功仍有增長趨勢，因此在下達SVC控制指令時，仍采用了增發容性無功的策略。MPC控制較好地完成了前瞻性控制，在有功波動前能事先動作。

圖11 MPC前瞻控制過程四

5 結論

本文提出了一種覆蓋“系統級-匯集區域級-風場級-設備級”的多層級無功電壓控制策略，在此基礎上應用了一種基于模型預測控制(MPC)的電壓矯正控制方法，該策略在張北風地區應用后電壓控制效果明顯。無功控制過程中，在保證SVG、風機以及主變分頭的協調調壓關系的同時，還確保SVG備用容量最大以保證系統因各種原因導致的電壓波動過于劇烈時的快速調壓需要，使得風電場系統能更平滑的達到電壓控制目標。

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Multi-level Reactive Power and Voltage Optimization Strategy of Wind Farm Based on Model Predictive Control

DU Jianxing1， ZHU Dongxue2

(1. Zhangjiakou Power Supply Company, Zhangjiakou 075000, China;2. Tianjin Power Supply Company Customer Service Center, Hexi District, Tianjin 300202, China)

In order to solve the problem of the voltage coordination control in the large-scale wind power gathering and feeding in Zhangbei area, a multi-level reactive power control strategy which covers the several levels, namely system level, pool level, wind field level, and equipment level, is applied in this paper. The reactive power regulator capacity of existing equipment is fully utilized, which makes the whole network voltage control coordinate, and protects the safe and reliability of the grid after the integration of the large-scale wind power into the grid. At the same time, this paper uses a voltage correction control method based on the model predictive control (MPC). This method can not only ensure the coordination and regulation among the SVG, fan and main transformer, but also ensure that SVG has the largest capacity for the requirements of the system in case of severe voltage fluctuation, so that the wind farm system can achieve the voltage control target more smoothly.

reactive power optimization; voltage control; wind power; multi-level; model prediction

10.3969/j.ISSN.1672-0792.2017.09.007

TK89

A

1672-0792(2017)09-0044-07

2017-05-12。

杜劍行(1986-)，男，碩士研究生，工程師，研究方向：電網運行與控制，繼電保護與電力系統自動化；朱冬雪(1988-)，女，碩士研究生，工程師，主要從事95598系統開發、業務分析；杜劍行(1986-)，男，碩士研究生，工程師，研究方向：電網運行與控制，繼電保護與電力系統自動化；朱冬雪(1988-)，女，碩士研究生，工程師，主要負責95598系統開發、業務分析。