4.1双馈风电场PCC的U-Q可行域整定
合理整定双馈风电场PCC的U-Q可行域边界都是实现AVC的基础。
双馈风电场的U-Q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。
独立控制的风电场PCC一般推荐将电压在[0.97p.u.,1.07p.u.]，功率因数在[-0.98,0.98]之内；参与局部优化、支援地区电压的风电场PCC边界可按“逆调压”方式整定；参与系统AVC实现全局优化的风电场PCC按控制中心优化潮流计算的结果决定边界。
这些与变电站综合电压无功控制系统的边界整定方法类似。
风电场静态安全域随风速波动而变化，必须在线实时计算，常见的方法有连续潮流法、灵敏度法、基于分岔理论的最短路径算法等。
4.2考虑风能随机性对风电场AVC策略的改进
按风电场AVC基本模型进行计算的无功调节量没有考虑风能随机性的影响，当调节后PCC状态落在U-Q可行域边界时，风速的小幅波动将导致设备频繁调节。
为避免这一问题，需增加考虑风速瞬时波动带来的控制偏差：
（3）
（4）
式中ΔPtur分别表示当前风电场有功出力的波动量。
风速变化引起的PCC电压-无功偏差非线性较强，式（3）（4）仅适用于ΔPtur较小的情形。
实际上，据统计，50MW及以上级风电场5min内85%以上波动在额定容量的1%以内；10min内80%以上波动在1%以内，上述近似在工程上还是可以接受的。
本文分别取ΔPtur为±3%，以此考虑风速瞬时波动对风机群与集中补偿设备的协调优化问题的影响。
4.3考虑风能波动性对风电场AVC的改进
至此，本文讨论的控制策略都是以单次调节成本最小化为优化目标的，控制结果将使PCC的状态点移动到U-Q可行域的边界上。
渐变风/阵风等较长时间的天气过程将带来的U-Q边界的显著变化，从而造成设备频繁调节问题。
另外，实际运行中为确保电网安全，也需要确保足够的安全裕度，因此宜依据未来一段时间的风速变化趋势，对U-Q可行边界的整定方法进行改进，以确保PCC状态的轨迹最优。
先引入风功率预测，在T0时刻，预测T1,T2,…,Tn时刻的风机有功出力Ptur（T1）,Ptur（T2）,…,Ptur（Tn），分别计算对应时刻的U-Q可行域，并取交集，如式（5）（6）：
（5）
（6）
Qmin,Qmax的取值方法类似，即可保证当前U-Q整定值在未来一段时间内都有效。
4现场试验
4.1风电场介绍
该风电场为龙源电力河北迅风风电场，接线图见下图。
目前两期风电机组均已投入运行，一期33台联合动力的1.5MW双馈风电机组，二期33台远景的1.5MW双馈风电机组。
一期装有15Mvar许继的有载调压式电容器，分9档人工投切，二期装有杭州银湖的SVC。
风电场共3条35kV集电线路，经迅风1号主变升压至110kV后通过普迅线（单回16.7km的LGJ400）接入普发2号变（22万站）。
从该风电场半年的历史运行情况可以看出，该风场主变高低压侧的电压均基本保持在额定电压附近；在风电场小发时风电场能够向电网公司发出少量无功，在风电场大发时风电场从系统吸收无功，此时风电场投入有载调压式电容和SVC，进行无功平衡。
平均1个月投入此无功补偿设备30-40次。
该风电场综自系统厂家为许继，可通过IEC104协议进行通讯。
升压站测控设备的数据采用循环和数据突变的方式实时上送，循环上送的周期为15s/次。
风电机组SCADA是联合动力OPCServer和远景OPCServer，数据为主动上送，数据更新周期为1秒/次。
图6河北迅风风电场主接线图
4.2无功控制试验
试验内容
检验该AVC系统对风电机组状态数据及升压站并网点参数的长期通信能力；
检验风电场AVC算法长期可靠的执行能力；
检验双馈风机长期执行动态无功控制指令的能力；
检验AVC系统在各种运行方式下控制电压及功率因数的实际效果。
试验方法和条件
当试验准备工作完成后，通知迅风风电场试验开始，并于指定试验时间在北京远程启动AVC系统；
在试验过程中，密切关注风机有无异常情况，如出现异常情况，联合动力应将风机停机；
当仅依靠AVC补偿无功，不能使当前运行状态落在九区图的中间区域时，采取投切电容或SVC等必要措施；
当风电场升压变的电压、无功不受AVC控制时，应立即将AVC系统退出；
记录试验过程中间数据，并进行AVC系统对电压及功率因数的控制效果分析；
有载调压式的无功补偿设备实现了风电场大发时的无功补偿。
本风电场试验有希望替代现有无功补偿设备，满足电网电压无功要求。
试验结果及分析
此次试验累计157个小时。
1号主变高低压侧电压范围均设为[0.95,1.05]，该风电场需要向系统发出一定无功，支援其它风电场，因此该风电场总出口无功限值设为[0,5]Mvar。
风速及各风机总有功、无功
图7风电场平均风速、总有功、总无功
从图4可以看出，试验期间，风速从2至13m/s，包含了低风速段（2-5m/s）、中风速段（5-10m/s）、高风速段（10m/s以上）。
功率因数
图8风电场总出口处功率因数情况
图9风电场总出口处功率因数的概率分布
可以看出，风电场功率因数基本都保持在合格范围内，由于邻近风电场电容不能使用，该风电场发出大量无功，致使功率因数存在不合格情况。
低风速段，功率因数合格率为89.56%；中风速段，功率因数合格率为95.31%；高风速段，功率因数合格率为100%。
电压
图141号主变高压侧电压
图151号主变高压侧概率分布
从图中可以看出，主变高压侧电压均在合格范围内。
4.3试验结果小结
从两次闭环试验的结果可知：
（1）该AVC系统运行效果良好，由于该风电场需要支援临近风电场的无功输出，因此功率因数存在少数不合格情况，但总体合格率也在95%以上，电压维持在合格范围内；
（2）整个试验过程中，基本没有调节其它的无功补偿设备，很好地验证了该系统的有效性，替代SVC、电容的能力；
（3）验证了AVC系统的长时间自动运行的可靠性；验证了风机长期发出无功安全运行的可靠性。
4.4风电场无功控制的测试效果评价
（1）无功控制系统运行效果良好，电压维持在合格范围内；
（2）由于该风电场需要支援临近风电场的无功输出，因此功率因数存在不合格情况，但总体合格率也在95%以上。
（3）从风电机组厂商给定的控制范围来看，联合动力的稳定无功控制范围能够达到-493KVar-+493KVar，远景的稳定无功控制范围能够达到-200KVar-+200KVar。
整场的稳定无功控制范围为22.869MVar，极限无功控制范围为32.538MVar。
如能提高风电机组的稳定无功控制范围，风电机组的无功能够替代SVC和电容的无功补偿能力。
（4）无功的控制速度，联合动力机组为20KVar/s，远景机组为50KVar/s，整场的控制速度为2.31MVar/s，但是由于单机控制间隔为10s，所以实际整场的控制速度为231KVar/s。
（5）系统能够进行长期运行。
5结论
风电场无功自动控制系统能够提高风电场的可控性，也能够优化风电场的电能质量；本项目研制了一套风电场无功自动控制系统，提出了AVC的控制策略和相应的软硬件配置及通信方案；控制策略采用事件驱动型控制，根据九区图原理与控制灵敏度计算出各风机需要调节的无功量。
通过现场的实际长期试验，验证了双馈风电机组的安全无功可调范围及调节速率，风电场整体电压、无功功率、功率因素等控制效果能够达到预期的目标。
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（3）:
221~235.
收稿日期：
2012年06月11日
作者简介：
孟凯锋（1978-），男，安徽省六安市，硕士，工程师，电力系统继电保护
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