计及电网负荷波动的风电场主动无功补偿控制方法技术

本发明专利技术属于风电场无功补偿控制技术领域，具体是一种计及电网负荷波动的风电场主动无功补偿控制方法，包括获取目标风电场有功出力预测值及风电场所在区域电网的负荷值；计算风电场无功功率极限；计算风电场负载率和区域电网的负荷率；建立风电场主动参与电网调压的并网点电压控制模型；基于Q(U)无功功率控制策略，建立风电场主动无功补偿模型；以各组电机接入点电压偏差最小及有功损耗最小为目标建立多目标无功优化模型，并通过NSGA

【技术实现步骤摘要】
计及电网负荷波动的风电场主动无功补偿控制方法


[0001]本专利技术属于风电场无功补偿控制
，尤其涉及一种计及电网负荷波动的风电场主动无功补偿控制方法。

技术介绍

[0002]为解决日益严峻的能源危机和环境问题，我国的风电产业取得了快速发展。然而随着新能源接入比例的提高，常规电源接入容量逐渐减小，显著削弱了电网的动态调压能力，因此，风电场参与电网无功补偿势在必行。DFIG能通过控制转子励磁电流实现有功功率和无功功率的解耦控制，因此具备参与电网主动无功补偿的条件。
[0003]目前针对风电场无功电压控制的研究多集中于子站层级，未考虑风电场参与电网主动调压的潜力。然而，随着风力发电渗透率的增加以及电能质量要求的提高，系统对风电场的要求已经不仅限于完成自身的电压控制，风电场主动参与电网无功补偿问题成为一项重要研究。

技术实现思路

[0004]为解决上述现有技术中存在的问题，本专利技术的目的是提供一种计及电网负荷波动的DFIG风电场主动无功补偿控制方法，旨在充分利用风电场内部的无功调节能力，主动参与电网电压控制，减小风电出力波动及电网负荷波动对电网电压的影响。
[0005]为实现上述目的，本专利技术采用以下技术方案：
[0006]一种计及电网负荷波动的风电场主动无功补偿控制方法，所述方法包括以下步骤：
[0007]步骤1：获取待优化时段目标风电场有功出力预测值及风电场所在区域电网的负荷值；
[0008]步骤2：结合风电场有功出力预测值及风电场内无功补偿装置SVC的无功补偿量，计算风电场无功功率极限；
[0009]步骤3：结合风电场有功出力预测值及风电场所在区域电网的负荷值，计算待优化时段风电场负载率和区域电网的负荷率；
[0010]步骤4：基于风电场负载率和区域电网的负荷率，建立风电场主动参与电网调压的并网点电压控制模型；
[0011]步骤5：基于并网点电压大小的Q(U)无功功率控制策略，建立风电场主动无功补偿模型；
[0012]步骤6：以风电场内各组电机接入点电压偏差最小及有功损耗最小为目标建立多目标无功优化模型，并通过NSGA
‑
II算法进行求解；
[0013]步骤7：通过模糊隶属度函数对结果进行选择，得到计及电网负荷波动时风电场主动参与电网电压控制的无功补偿最优解。
[0014]进一步地，所述步骤1具体包括以下步骤：
[0015]步骤101：获取风电场有功出力预测值，包括风电场内N台双馈风电机DFIG有功出力预测值P
G_i
及风电场总的有功出力预测值P
Wind_Σ
；
[0016]步骤102：获取待优化时段风电场所在区域电网的有功负荷值P
Load_Σ
。
[0017]进一步地，所述步骤2的具体操作步骤为：
[0018]步骤201：在已知有功出力P
G_i
的基础上，计算获得DFIG无功功率极限，DFIG无功功率极限为其定子侧和网侧变换器无功功率极限之和，具体为：
[0019][0020]其中，Q
s_i_max
、Q
s_i_min
分别为DFIG定子侧无功功率上下限；Q
c_i_max
、Q
c_i_max
分别为网侧变换器无功功率上下限；U
s
为定子电压；ω
s
为同步转速；L
s
、L
m
分别为定子电感和激磁电感；I
rmax
为转子侧变流器最大允许电流；S
c_i
为网侧变换器容量；s为转差率；P
G_i
为发电机定子侧有功功率；
[0021]步骤202：获得风电场SVC的无功补偿量Q
SVC
，具体为
[0022]Q
SVC
∈[Q
SVC_min
，Q
SVC_max
][0023]其中，Q
SVC_max
、Q
SVC_min
分别为SVC无功出力上下限；
[0024]步骤203：风电场无功功率极限为DFIG无功功率极限与SVC的无功补偿量之和，即：
[0025][0026]其中，Q
Wind_max
、Q
Wind_min
分别为DFIG风电场内部总的容性无功和感性无功容量。
[0027]进一步地，所述步骤3具体为：
[0028]步骤301：结合DFIG风电场有功出力预测值，计算风电场负载率α：
[0029]α＝P
Wind_Σ
/P
Wind_max
[0030]其中，P
Wind_Σ
为待优化时段风电场总的有功出力；P
Wind_max
为风电场额定有功功率；
[0031]步骤302：结合风电场所在区域电网负荷值，计算区域电网负荷率β：
[0032]β＝P
Load_Σ
/P
Load_max
；
[0033]其中，P
Load_Σ
为待优化时段区域电网的有功负荷值；P
Load_max
为区域电网一年内的最大有功负荷。
[0034]进一步地，所述步骤4具体为：
[0035]基于风电场负载率α和区域电网负荷率β，建立DFIG风电场主动参与电网调压的并网点电压控制模型，得到风电场并网点电压控制目标U
obj
如下：
[0036][0037]其中，U
obj
为风电场并网点电压控制目标；α
max
、α
min
分别为风电大发和少发时段风电场的负载率阈值；β
max
、β
min
分别为负荷高峰和低谷时段区域电网的负荷率阈值；m、n为相应的权重系数，且m+n＝0.08。
[0038]进一步地，所述步骤5具体为：
[0039]基于并网点电压大小的Q(U)控制策略，建立DFIG风电场主动无功补偿模型，得到维持风电场主动参与电网调压所需的无功参考量Q
ref
如下：
[0040][0041]其中，Q
ref
为维持风电场主动参与电网调压所需的无功参考量；U1、U2、U3、U4分别等于0.95U
obj
、0.98U
obj
、1.02U
obj
、1.05U
obj
。
[0042]进一步地，所述步骤6具体为：
[0043]步骤601：以风电场内各组DFIG接入点电压偏差最小为目标，建立目标函数如下：
[0044]min f1＝max|U
i
‑
U
n
|i＝1,2,
…
,N
[0045本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.计及电网负荷波动的风电场主动无功补偿控制方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤1：获取待优化时段目标风电场有功出力预测值及风电场所在区域电网的负荷值；步骤2：结合风电场有功出力预测值及风电场内无功补偿装置SVC的无功补偿量，计算风电场无功功率极限；步骤3：结合风电场有功出力预测值及风电场所在区域电网的负荷值，计算待优化时段风电场负载率和区域电网的负荷率；步骤4：基于风电场负载率和区域电网的负荷率，建立风电场主动参与电网调压的并网点电压控制模型；步骤5：基于并网点电压大小的Q(U)无功功率控制策略，建立风电场主动无功补偿模型；步骤6：以风电场内各组电机接入点电压偏差最小及有功损耗最小为目标建立多目标无功优化模型，并通过NSGA
‑
II算法进行求解；步骤7：通过模糊隶属度函数对结果进行选择，得到计及电网负荷波动时风电场主动参与电网电压控制的无功补偿最优解。2.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述步骤1具体为：步骤101：获取风电场有功出力预测值，包括风电场内N台双馈风电机DFIG有功出力预测值P
G_i
及风电场总的有功出力预测值P
Wind_Σ
；步骤102：获取待优化时段风电场所在区域电网的有功负荷值P
Load_Σ
。3.根据权利要求2所述的控制方法，其特征在于，所述步骤2的具体操作步骤为：步骤201：在已知有功出力P
G_i
的基础上，计算获得DFIG无功功率极限，DFIG无功功率极限为其定子侧和网侧变换器无功功率极限之和，具体为：其中，Q
s_i_max
、Q
s_i_min
分别为DFIG定子侧无功功率上下限；Q
c_i_max
、Q
c_i_max
分别为网侧变换器无功功率上下限；U
s
为定子电压；ω
s
为同步转速；L
s
、L
m
分别为定子电感和激磁电感；I
rmax
为转子侧变流器最大允许电流；S
c_i
为网侧变换器容量；s为转差率；P
G_i
为发电机定子侧有功功率；步骤202：获得风电场SVC的无功补偿量Q
svc
，具体为Q
SVC
∈[Q
SVC_min
，Q
SVC_max
]其中，Q
SVC_max
、Q
SVC_min
分别为SVC无功出力上下限；步骤203：风电场无功功率极限为DFIG无功功率极限与SVC的无功补偿量之和，即：
其中，Q
Wind_max
、Q
Wind_min
分别为DFIG风电场内部总的容性无功和感性无功容量。4.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于，所述步骤3具体为：步骤301：结合DFIG风电场有功出力预测值，计算风电场负载率α：α＝P
Wind_Σ
/P
Wind_max
其中，P
Wind_Σ
为待优化时段风电场总的有功出力；P
Wind_max
为风电场额定有功功率；步骤302：结合风电场所在区域电网负荷值，计算区域电网负荷率β：β＝P
Load_Σ...

【专利技术属性】
技术研发人员：李美玲，朱子琪，吴忠福，李兴，岳超，王正辉，李洛，张丽娟，李鑫，张舒凯，
申请(专利权)人：中国电建集团青海省电力设计院有限公司，
类型：发明
国别省市：