基于模型预测控制的风电场多层级无功电压优化

杜剑行， 朱冬雪

(1. 国网冀北电力有限公司 张家口供电公司，河北 张家口 075000)

基于模型预测控制的风电场多层级无功电压优化

杜剑行1， 朱冬雪2

(1. 国网冀北电力有限公司 张家口供电公司，河北 张家口 075000)

2. 国网天津市电力公司 客户服务中心，天津 300202)

为解决张北地区大规模风电汇集馈入薄弱电网所存在的电压协调控制问题，应用了一种覆盖“系统级-汇集区域级-风场级-设备级”的多层级无功电压控制策略，充分利用现有设备的无功调压能力，使得全网电压控制协调统一、保障大规模风电汇集馈入后电网运行的安全性和可靠性。同时，应用了一种基于模型预测控制(MPC)的电压矫正控制方法，该方法不仅可以保证SVG、风机以及主变分头的协调调压关系，还可以确保SVG备用容量最大以保证系统因各种原因导致的电压波动过于剧烈时的快速调压需要，使得风电场系统能更平滑的达到电压控制目标。

无功优化； 电压控制； 风电； 多层级； 模型预测

0 引言

随着近几年我国千万kW级风电基地的快速建设，风电场群集中并网的大规模风电汇集接入电网的工程越来越多，风电场对系统电压的影响也越来越突出，因而成为专家学者的研究热点。研究表明，电压问题是造成风机脱网事故的主要诱因之一，而且风机脱网引发电压波动会导致风机连锁脱网事故的发生。自2010年以来我国发生了多起风机脱网事件，冀北电网更是风机大规模脱网的重灾区。根据国家电监会公布的数据显示，2010年全国发生一次损失风电出力10～50万kW的脱网事故14起，其中4起发生在冀北电网。2011年1～8月份全国发生一次损失风电出力10～50万kW的脱网事故54起，其中36起发生在冀北电网，一次损失风电出力50万kW以上的脱网事故12起，其中8起发生在冀北电网，而冀北电网损失出力超过50万kW的脱网事件全部发生在张家口沽源地区。本文针对张北地区大规模风电汇集馈入电网的运行实际，对张北地区典型的无功电压调节策略进行了探讨，提出一种基于模型预测控制的风电场无功电压动静态协调控制策略，并得出目前张北地区存在的无功补偿及电压问题。

1 多层级无功电压控制策略基本思路

多层级无功电压控制策略主要包括了4个方面，系统级电压协调控制策略、汇集区域级电压协调控制策略、风场级电压协调控制策略、设备级控制策略(如图1)。基本思路为在系统层面，实现全局无功协调优化控制，达到动态无功储备最大化和优化分布的目标，同时将优化后对各风电汇集区域的无功需求转化成电压追踪指标。在风电汇集区域层面，以偏离系统级电压控制策略下达的电压追踪目标值最小，并且区域内动态无功储备最大化为目标，考虑各区域的电压水平、电网薄弱程度，以及动态无功补偿装置的调压能力、区域内无功裕度需求等约束条件[1-3]。在风电场层面，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，确保SVG、风机以及主变分头的协调调压关系以及SVG备用容量最大。设备级控制策略充分发挥SVC/SVG的动态响应和电压支撑能力，以应对电压波动、电网故障和事故扰动。

图1 多层级无功电压控制策略架构

2 多层级无功电压协调控制策略原理

2.1系统级电压协调控制策略

常规的系统级电压协调控制策略为：通过计算电网模型，以母线电压合格、潮流不过载为约束条件，求解全网网损最小的优化运行方式。而风电汇集区域的系统级电压协调控制策略，需另充分考虑多种无功调压设备调压响应时间、空间上的分布以及调压目标等多个因素，在全局实现无功协调优化控制，使得在系统级层面，达到动态无功储备最大化和优化分布的目标，同时将优化后对各风电汇集区域的无功需求转化成电压追踪指标，供风电区域级电压控制策略使用。

2.2汇集区域级电压协调控制策略

风电汇集区域级电压控制在常规的稳态电压控制之外，需要实现风电汇集区内风电场与风电场之间、风电场与汇集变电站之间以及跨电压等级风电输送通道之间的协调控制，还要实现以下两个方面功能[4-5]：

(1)动态无功储备控制

即为考虑电网潜在关键故障的快慢动态无功补偿装置间的无功置换。将无功储备控制纳入区域协调控制，在分区内统一协调整定。此无功储备控制为了最大地发挥动态控制能力，保证系统内动态无功储备最大化，以保障系统的暂态电压安全，尽可能使SVC/SVG等动态无功补偿装置保持较大的无功向上向下裕度，以应对系统出现的瞬时扰动。在保证电压合格、优质的前提下，进行快慢动态无功补偿装置间的无功置换方法，用慢速的无功补偿设备，如发电机励磁系统，承担SVG“卸下”的无功负荷。

(2)对于中枢母线电压的控制

利用SCADA的实时遥测采集当前中枢母线电压，以二者的差值作为输入，兼顾区域无功动态储备和均衡，并给出控制策略，使得中枢母线电压控制到设定值附近，以区域为基本单元完成电压闭环控制。

2.3风电场级电压协调控制策略

风电场电压协调控制策略的目标为：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，并最大化SVC/SVG快速无功设备的动作裕度，应对电压异常变化。这三个控制目标，按控制优先级排序如下：

(1)监控并维持风机机端690 V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SVC设备进行调节。此控制目标充分保证风场内每台风机的正常并网发电，保证风机不因电压问题出现脱网，为电压的校正控制。

(2)跟随汇集区域电压策略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，风场接收汇集区域策略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。

(3)维持场内无功平衡，并保留较大的动态无功裕度。在满足目标1、2的基础上，风场子站系统能平衡场内无功流动，避免多台SVC/SVG之间或风机之间出现不合理的无功环流。同时，在电压合格的基础上，能使用风机的无功去置换出SVC/SVG设备的无功，使SVC/SVG设备保持有较大的动态无功调节裕度，为应对电压异常变化做好准备。

2.4设备级电压协调控制策略

设备级的电压控制策略目标是充分发挥SVC/SVG在秒级稳态下的无功调节和毫秒级暂态下的电压支撑作用。本文提出定电压和定无功相结合的无功电压协调控制方法：

(1)当采集高压侧母线的实时电压在电压上下限范围之内时，SVC装置按照接收的无功指令进行无功出力调节。通过定无功控制，实现SVC/SVG无功与风电机组无功的快速转换，确保SVC/SVG具备足够的动态无功储备来应对电网可能发生的扰动，并且在电网扰动结合进入新的稳态后，快速释放SVC/SVG无功储备，以应对未来可能发生的电网故障。

(2)当采集高压侧母线的实时电压在电压上下限范围之外时，SVC装置自主调节设备无功出力，把电压控制在上下限值范围内，属于定电压控制。通过定电压控制，充分发挥SVC/SVG的动态响应和电压支撑能力，支撑电网电压运行于正常范围之内，从而提高电网的事故扰动承受能力，增加风电场的连锁脱网安全裕度。

3 基于模型预测控制的风电场无功电压动静态协调控制

不同电压或无功控制设备的动作特性各异，控制效果也不尽相同。变压器分接头及容抗器设备动作时间一般为分钟级；风机调压响应速度依风机制造厂家不同分布在数秒至数十秒范围之内；SVC/SVG设备自身动作迅速，可在秒内完成。所以在研究无功电压协调控制策略时，多种设备间的协调配合成为研究的重点和难点[6-8]。传统的控制方法一般不考虑设备之间的协调性，这种情况下SVG和风机一同响应风场电压目标值，必然出现SVG快速无功将迅速耗尽的情况，导致在未来潜在紧急控制或电压波动场景中无快速无功支持[9-10]。

对此本文应用了一种基于模型预测控制(MPC)的电压矫正控制策略，该策略不仅可以保证SVG、风机以及主变分头的协调调压关系，还可以确保SVG备用容量最大以保证系统因各种原因导致的电压波动过于剧烈时的快速调压需要，使得风电场系统能更平滑的达到电压控制目标。

MPC控制的目标：一是风电场并网点电压偏离设定值最小；二是SVG在本地控制中接入点电压偏离设定值最小；三是在保证前两个目标的前提下，使得SVG的备用容量最大，以备在紧急情况下能够满足快速调压的需要。

基于MPC的风电场无功控制在工程化应用中着重解决以下问题：

(1)涵盖常规风电场AVC控制需要完成的追踪控制、校正控制、增强控制等模式，在保留SVC无功裕度方面优于常规控制。

(2)利用风电有功预测数据实现前瞻控制，在风电有功出力剧烈变化时减少电压波动。

4 应用效果

4.1现场闭环应用效果

本闭环对比测试采用张北友谊风电场模型和实时数据完成。测试时MPC控制和常规控制同时处于闭环运行状态。友谊风电场安装有67台金风1.5 MW机组，无功调节范围-0.3～0.3 MVar，功率因数范围0.95～1；1台TCR，额定容量38 MVar，实测最大无功输出能力约30 MVar。友谊风电场基于MPC的AVC控制于2014年11月2日至3日完成软件升级、开环测试、本地闭环测试，于2014年11月4日投入试运行。下面对友谊风电场基于MPC的AVC闭环控制典型效果进行分析。

2014年11月4日18∶15∶20接收到调度AVC主站循环码指令由32230变为12245，如图2，转换成电压设定值即要求由223.0 kV升至224.5 kV。

图2 MPC无功置换控制过程一

2014年11月4日18∶15∶38 AVC子站开始发送各风机增无功指令；图3显示出MPC策略要求 #18 风机由-0.15 MVar逐渐降至-0.12 MVar。

图3 MPC无功置换控制过程二

图4为#18风机实时无功曲线，可以看出风机无功出力与无功设定值跟踪效果很好。

图4 MPC无功置换控制过程三

可以看出18∶15∶38AVC子站发送升TCR无功指令由-14.98 MVar逐渐升至-4.8MVar。

18∶16∶23电压达到调度指令后，AVC子站开始发送TCR无功置换指令由-4.98 MVar逐渐降至 -14.8 MVar,如图5。

图5 MPC无功置换控制过程四

图6为TCR实时无功曲线，与无功设定值跟踪效果较好。

图6 MPC无功置换控制过程五

图7为220 kV母线电压实时曲线，可以看出18∶16∶00电压升至224.41 kV合格；在后续的置换过程中仍维持电压合格。

图7 MPC无功置换控制过程六

4.2现场开环测试

本开环对比测试采用张北照阳河风电场模型和实时数据完成。测试时MPC控制和常规控制同时处于开环运行状态。通过人工设置相关数值进行了追踪控制、校正控制、增强控制等模式的策略对比，如设置调度指令目标与当前中枢母线实时电压高进行追踪控制的策略对比，设置某个风机当前电压值高于上限进行校正控制的。通过分析MPC控制和常规控制两种策略可以看出，MPC控制和常规控制都能实现消除电压越限、消除无功环流等功能，但在保留SVC无功裕度方面MPC控制优于常规控制。

4.2.1 追踪控制——升中枢母线电压

控制断面特征：220中枢母线实时电压225 kV，模拟调度指令目标225.5 kV。

策略对比分析：

中枢母线电压设定值较实际值稍有偏高，相同点为MPC和常规模式均采取增无功出力控制策略；不同点为MPC控制下风机和SVG一起增无功，风机能力不足时SVG方继续增发无功，常规控制下SVG优先增无功。MPC较常规控制能保留动态无功裕度。

4.2.2 校正控制——风机电压偏低

控制断面特征：220中枢母线电压225，模拟调度指令目标224.5；#1风机电压0.63偏低。

策略对比分析：

中枢母线电压设定值较实际值稍有偏低，#1风机电压偏低，相同点为MPC和常规模式均采取增#1风机无功出力控制策略，以提升#1风机机端电压；不同点为MPC控制下临近风机增发无功辅助#1风机抬压，较远风机和SVG减发无功追踪中枢母线电压，常规控制下#1风机单步无功调节量大于步长。MPC能在校正风机电压的同时追踪中枢母线。

4.3MPC前瞻控制效果

2014年12月3日 08:27内调度AVC主站循环码指令保持由32239，转换成电压设定值即要求223.9 kV。此时风电场有功出力呈现持续增长趋势，如图8在1 min内由30.99 MW增长至33.22 MW。

2014年12月3日 08:27内AVC子站对SVC和部分风机下达增无功指令。图9显示出的MPC策略要求SVC由-22.59 MVar逐渐降至了-18.81 MVar。

图10显示出MPC策略要求#47风机由 -0.21 MVar 逐渐降至-0.13 MVar。

2014年12月3日 08:27内AVC子站控制220母线电压于223.56 kV至223.94 kV之间，始终保持在223.9±0.5 kV考核范围之内。图11显示出220 kV#5母线受控CA线电压。

图8 MPC前瞻控制过程一

图9 MPC前瞻控制过程二

由220母线电压曲线可以发现，在08:27:42 s时，母线电压在223.9±0.3 kV范围内，在传统控制方法下处于控制死区中。并且此时刻瞬时有功变化速率很小，但MPC方法由于使用了分钟内的预测信息，判断出此后风场有功仍有增长趋势，因此在下达SVC控制指令时，仍采用了增发容性无功的策略。MPC控制较好地完成了前瞻性控制，在有功波动前能事先动作。

图11 MPC前瞻控制过程四

5 结论

本文提出了一种覆盖“系统级-汇集区域级-风场级-设备级”的多层级无功电压控制策略，在此基础上应用了一种基于模型预测控制(MPC)的电压矫正控制方法，该策略在张北风地区应用后电压控制效果明显。无功控制过程中，在保证SVG、风机以及主变分头的协调调压关系的同时，还确保SVG备用容量最大以保证系统因各种原因导致的电压波动过于剧烈时的快速调压需要，使得风电场系统能更平滑的达到电压控制目标。

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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。

杜剑行(1986-)，男，硕士研究生，工程师，研究方向：电网运行与控制，继电保护与电力系统自动化；朱冬雪(1988-)，女，硕士研究生，工程师，主要从事95598系统开发、业务分析；杜剑行(1986-)，男，硕士研究生，工程师，研究方向：电网运行与控制，继电保护与电力系统自动化；朱冬雪(1988-)，女，硕士研究生，工程师，主要负责95598系统开发、业务分析。