考慮泄流效應的風電場并網點電壓系統側增援調控方法

于其宜，王 琦，湯 奕

（1. 東南大學電氣工程學院，江蘇省南京市210096；2. 南京師范大學南瑞電氣與自動化學院，江蘇省南京市210046）

0 引言

在發電側能源結構轉型［1-3］的背景下，中國在可再生能源發電技術上的快速發展使得電網中風電并網比例不斷增大［4-7］。風能資源的有效利用緩解了電力緊張，但由于風速的不確定性［8-10］，風電場引起的公共耦合點（point of common coupling，PCC）處的電網無功電壓等問題已不容忽視［11-13］。

針對PCC 電壓問題，目前提出的方法主要分為機組級電壓控制措施和場級電壓控制措施2 類［14-20］?；谀Ｐ皖A測控制，文獻［14］提出了風速波動前風電場有功和無功功率協調控制的方法。文獻［15］利用風機和場內多無功源，提出了考慮風速波動的并網點及場內饋線電壓的優化方法；基于改進粒子群算法，文獻［16］對PCC 電壓和網損優化實施優化；文獻［17］從場群層、子場層、機組層3 個層面，基于遺傳算法對風機承擔的無功任務進行優化計算；文獻［18］利用每臺風機變流器的電壓調節能力，設計了自適應下垂控制改善PCC 電壓水平；文獻［19］通過協調風力發電機組和靜止同步補償器，提出了一種基于對偶分解的分布式電壓控制方案；文獻［20］利用風電機組和站內無功源的無功調節能力，搭建了風電場電壓管控平臺。

以上文獻表明，利用多無功源的協調控制（如場內的無功補償裝置、升壓站內的變壓器）以及風機變流器的無功控制能力即可實現PCC 電壓調控。在不同的有功出力條件下，并網型風電場遲相運行時提供無功功率的能力或進相運行時對無功功率的需求差異性較大。尤其是在高功率因數運行狀態下，風機自身的無功輸出能力不足，易導致較大的無功缺額。

在實際工程中，不少風電場存在無功容量配比低于國家標準GB/T 19963—2011 的情況［21］，且存在部分無功容量配比達標的風電場受電網工況影響仍會出現自身無功不足的現象。針對以上問題，需要求助鄰近的無功富余的變電站實施輔助性增援調控［22-25］。因此，系統側常在風電場附近的變電站適度超額配置一定量的無功容量以備增援調控之需。

然而，實際中卻常出現如下情況:在某鄰近變電站實施增援調控的過程中，可能會出現補償變電站及其周邊少量節點電壓過調越限的現象。究其原因在于，參與增援調控的變電站一般與PCC 存在一定的電氣距離，且與系統側其他負荷或電源節點間存在多種連接關系，相較于風電場側的就地補償，在增援調控變電站實施的異地補償增發/減發的無功功率會出現一定程度的向非風電場方向“泄流”的現象。此現象嚴重時，必然會極大地弱化增援調控的能力。此時，若強行通過增加補償量來提高對PCC電壓的支撐效果，則很容易導致補償變電站及其周邊少量節點電壓出現越限，從而呈現某種“顧此失彼”的不良態勢。

針對上述問題，本文提出一種考慮泄流效應的風電場PCC 電壓系統側增援調控方法。所提方法的主要創新或特點包括:①基于泄流效應、無功裕度等影響變電站補償效果的眾多關鍵因素，建立了包含無功補償增量泄流比、無功供給保障度、電壓支撐度等在內的指標集，給出了待調控風電場周邊變電站參與增援調控的基本條件及變電站優選方案；②研究參與調控無功補償站的優選與PCC 電壓增援調控任務分配問題，分別設計了啟發式決策和考慮調控代價的優化決策方法，使參與增援調控的無功補償站的補償效果達到最優，從而解決了因風電場無功容量配置不足而導致并網點電壓在某些運行工況下PCC 電壓越限的問題；③相比于大系統的無功優化，結合問題特點選擇線性規劃模型的計算方案具有簡便、高效的特點。

1 無功補償增量的泄流效應與泄流比定義

一般就綜合控制性能而言，以在目標電壓待控節點實施就地補償或調節為宜。然而在實際系統中，常常受多種技術、經濟因素決定，導致待控節點的無功補償容量或電壓調節能力有限，在其優先使用并耗盡自身容量或能力的情況下，往往需要尋求周邊鄰近變電站（應為具有剩余無功補償能力的變電站，下文將其統一簡稱為補償站）的無功支援。

在電網拓撲差異和實際工況的綜合作用下，在鄰近無功補償站通過自身無功補償或電壓調節系統增發（或少發）無功功率對待控節點實施增援的同時，因補償站存在多回與其他節點相連的進出線而形成潮流多點分流作用，無功增量一般難以全額（甚至無法做到高額）流向待控節點，即會出現不同程度地向增援對象以外節點泄流的現象。泄流程度高時，除會導致待控節點被增援的效果嚴重變差以外，甚至還會引起其他非待控節點原先正常的電壓態勢出現異常情況。因此，有必要在決策增援方案時考慮無功補償增量的泄流效應及其不良影響。

設在電網一定運行狀態下，某鄰近補償站i增發無功功率ΔQi后能夠流向待控節點j的量為ΔQi，j（參見圖1），則可定義式（1）形式的泄流比αi，j，以量化站點i對節點j實施無功增援時無功補償增量的泄流程度。

圖1 補償站無功補償量泄流效應Fig.1 Drainage effect of reactive power compensation of substation

由式（1）可知:在αi，j等于某一數值的條件下，若補償站i的無功增量為ΔQi，則能夠流向并對待控節點j實施有效增援的量為:

類似的，可求得流向其他可能最先或最嚴重引起電壓態勢異常且需重點監控的非待控節點（設為k）的無功增量ΔQi，k:

式中:αi，k為補償站i對節點k實施無功增援調控時，能夠量化無功補償增量泄流程度的泄流比，主要用于考察可能發生的節點k電壓越限問題。

αi，j和αi，k雖 然 數 學 意 義 相 同，但 二 者 的 物 理 意義不同:在增援調控過程中，前者用于考察站點i對待控節點j的泄流效應問題，而后者用于監視可能出現的非待控節點電壓態勢異常問題。在下文具體討論的優選參與待控風電場PCC 電壓增援調控任務的候選無功補償站的應用中，可選擇αi，j較小且αi，k較大的鄰近站點i承擔或分擔增援調控量。

2 風電場PCC 電壓系統側增援調控站的優選方法

2.1 鄰近補償站參與增援調控的基本條件

設在一定的運行工況下，某鄰近補償站i增發無功補償功率ΔQi后，會不同程度地引起節點i、待控風電場并網節點j和周邊其他需重點監控的非待控節點k的電壓幅值各自變化ΔVi、ΔVpcc，j和ΔVk，由此定義節點i的電壓-無功調節自靈敏度系數［26］（自調壓增益）、節點i對j的和節點i對k的電壓-無功調節互靈敏度系數（互調壓增益）分別為:

因為鄰近無功補償站i在增發無功補償功率對待控風電場并網節點j提供調壓能力增補時，前提條件是必須保證增補過程不能導致節點i和k的電壓越限，故需要對式（7）中的補償結果進行修正和限制。

考慮節點i和k的電壓約束，補償站i增發無功補償功率ΔQi必須滿足如下關系:

式中:Vi，max和Vi，min分別為節點i電壓上、下限；Vk，max和Vk，min分別為節點k電壓上、下限。

基于式（8）可推得對應的ΔQi允許范圍如下:

式 中:ΔQi，i和ΔQi，k分 別 為ΔQi中 實 際 對 節 點i和 節點k起到無功補償作用的部分；[·]B表示在實施某次無功增援調控時物理量的允許取值范圍。

記二者交集為:

再追加無功補償站i剩余的無功補償容量裕度為:

于是，鄰近補償站i能否參與對待控風電場并網節點j增援調控的條件，若滿足基本條件則可行的無功補償功率增發空間應如何取值的判據如下。

1）當[ΔQi]B=?時，禁止鄰近補償站i參與對待控風電場并網節點j的增援調控。

上述針對待控風電場并網節點j電壓異常后，鄰近無功補償站i能否參與增援調控的問題，給出了判斷的基本條件及參與增援調控時的可行空間取值判據。由此給出的ΔQdai，雖然某種程度上從供求兩方面反映了風電場電壓增援調控的綜合需求，但本節內容目前僅僅討論了單個無功補償站i參與增援調控的問題。就實際工程來看，若單個無功補償站i參與增援調控可以滿足風電場并網節點j電壓異常時的無功補償需求，則無須制定更為復雜的增援調控策略；若不存在可以獨立滿足無功補償需求的單個無功補償站，則需考慮調控多個鄰近無功補償站協同參與增援補償；若可以滿足無功補償需求的候選無功補償站不止一個，則存在參與補償優先級的問題。對后2 種情況，需要繼續探討候選無功補償站參與增援調控時的排序與優選問題。此時，需要綜合考慮多個候選無功補償站增發無功補償功率時的泄流效應。

2.2 考慮泄流效應的候選無功補償站優選方法

2.2.1 主要優選指標

1）指標1:泄流比α

由第1 章分析可知:可選擇αi，j較小且αi，k較大的鄰近無功補償站i獨自承擔或參與分擔增援調控量。因此，具體篩選時采用的泄流比指標應同時包括αi，j和αi，k，且當泄流比不符合上述要求時，可將相應無功補償站從候選集合中去除。

2）指標2:滿足基本條件后的供給保障度指標ηi

設由參與待控風電場并網節點j電壓異常增援調控的候選無功補償站組成的集合為Ωj，其中的第i個候選補償站獨立承擔增援調控任務時的無功可行增發空間為ΔQdai（可由2.1 節中的模型和方法計算得到），其對獨立承擔增援調控任務的無功需求ΔQdemi的供給保障度指標定義為:

ηi可以作為對參與調控無功補償站優先級進行排序的指標之一，它衡量了在考慮無功裕度和電壓約束條件下單個補償站i參與PCC 節點j（PCCj）增援調控時，無功補償站i補償供給無功功率的能力，即其數值越大，表示無功資源保障能力越強，越有理由被賦予更高的優先級參與對待控風電場并網節點電壓異常實施的增援調控任務。

在線應用時，ηi主要依據當前狀態或預估狀態距 目 標 電 壓 值Vobjpcc，j的 偏 差 量ΔVobjpcc，j等 關 鍵 信 息 進行滾動計算。

3）指標3:滿足基本條件后的電壓支撐度γi,j

除ηi外，還可繼續考慮第i個候選無功補償站在增發無功補償功率ΔQi時出現的泄流效應對增援調控的不良影響，并定義新的指標用于對參與調控無功補償站優先級進行排序。

由式（5）形式可知，互靈敏度系數（互調壓增益）βi，j考 察 的 是 無 功 補 償 站i總 無 功 補 償 功 率ΔQi與ΔVpcc，j的關系，但嚴格意義上能夠改善電壓變化ΔVpcc，j的無功功率只是其中的ΔQi，j部分，其余均可納入泄流成分考慮。因此，為考察候選無功補償站i實際無功輸出ΔQi中流向待控節點j的量對ΔVpcc，j的調控效果，重新定義如下形式的互靈敏度系數（互調壓增益）:

由式（2）可推出:

將式（19）最右端的系數定義為電壓支撐度γi，j:

式（20）定義的電壓支撐度綜合了自調壓增益βi，i、零 泄 流 互 調 壓 增 益βdrai，j和泄流比αi，j的聯合影響或作用，在零泄流互調壓增益越大、自調壓增益越小、泄流比越小的條件下，γi，j越大說明無功補償站i對待控風電場并網節點j電壓實施增援調控的靈敏性（增益）越高。由式（20）可知，在實際應用過程計算電壓支撐度時，可以由互靈敏度系數βi，j和自靈敏度系數βi，i相除直接得到。

另由式（19）物理含義可知:電壓支撐度系數反映在候選無功補償站i電壓允許最大上調/下調范圍內，待控風電場并網節點j電壓能夠最大上調/下調改善的程度。對γi，j越大的候選站i，其被選為參與調控站的優先級應越高。

2.2.2 優選方法

對參與增援調控任務的無功補償站進行優選的過程，主要分為初選和排序2 個階段。

2.2.2.1 初選

初選的主要目的是確定Ωj的具體組成。一般的，初選只需秉承“不求選準、但求選對”的原則，即對候選集合Ωj中的任一無功補償站，哪怕Ωj中只包含該補償站一個元素，它也應該能夠發揮比較正向的增援調控作用。

因此，本文基于補償站剩余的無功裕度x1=[ΔQBi，sur，min，ΔQBi，sur，max]、補 償 站 剩 余 的 電 壓 調 整 裕 度x2=[ΔVdni，max，ΔVupi，max]、與 補償站有 線路直接 相 連的鄰近其他節點電壓到限或近限程度x3、與待控風電場并網點間的電氣距離［27］x4等信息，確定候選變電站集合Ωj。具體地，可將待控風電場周邊具有較大x1、x2、x3和較小x4的無功補償站納入考慮范圍。

在得到候選集合Ωj后，可以基于第1 章“選擇αi，j較小且αi，k較大的鄰近站點i承擔或分擔增援調控量”，將不符合此要求的無功補償站從集合Ωj中剔除，以適當控制實際應用過程可能出現的Ωj元素過多的現象。在本文的第4 章算例中，將αi，j的閾值設定為0.44，即從Ωj中剔除αi，j大于0.44 的補償站。

2.2.2.2 排序

在組成集合Ωj后，需要對其中的候選無功補償站進行排序。具體排序可以基于不同的調控目標進行。

1）在以無功資源調控代價最小且保證消除ΔVobjpcc，j的前提下，將ΔQdemi較小且ηi最大的列為最高優先級，ΔQdemi較大且ηi最小的列為最低優先級，剩下的補償站再按規律依次排序。對ΔQdemi較大且ηi很低的候選補償站，可禁止其參與補償。在本文的第4 章算例中，將ηi的閾值設定為30%，即從Ωj中剔除ηi低于30%的補償站。

2）在追求電壓支撐靈敏性、兼顧上調/下調魯棒性（考慮風電場出力不確定性導致PCC 電壓頻繁在上調和下調間切換的需要）的前提下，將γi，j最大者列為最高優先級，次大者列為次優先級，其余依次類推。對γi，j數值非常小者，可列為禁止參與調控站。在本文的第4 章算例中，將γi，j的閾值設定為0.4，即從Ωj中剔除γi，j低于0.4 的補償站。

最后，綜合1）和2）的排序結果，將二者均排序靠前的候選無功補償站置于較高優先級，將二者均排序靠后的候選無功補償站置于較低優先級，若不存在二者均排序靠前或靠后的候選無功補償站，則只需將其排在中等優先級（處于較高優先級和較低優先級之間），納入候選集。然后基于下文所述的2 種決策方法，分別計算每個補償站的無功補償增量。

3 系統側增援調控站無功補償增量的決策方法

設在對集合Ωj進行排序和末位淘汰后，得到新的集合并將其命名為Ωj，new。對新集合，終選過程的主要任務是決策各補償站具體增發/少發多大的無功功率ΔQi。對此問題，本文設計了如下2 種決策方法。

3.1 基于綜合排序結果的啟發式決策方法

由2.2.2 節綜合排序方式可知，高優先級的無功補償站具有更小的無功需求ΔQdemi、更高的需求保障度ηi和更高的電壓支撐度γi，j，它們理應更多地承擔增援調控任務。

基于上述分析，定義分配總增援無功調控量ΔQT的綜合權重系數ωi如下:

式（21）定義的綜合權重系數ωi綜合考慮了無功保障度ηi和電壓支撐度γi，j的影響，評估了參與電壓增援調控的補償站的重要程度，即綜合權重系數越大，補償站補償效果越好，因此補償站應分攤到的無功補償量就越多。

依上述權重系數ωi分配ΔQT后應使待控風電場并網節點j的電壓偏差ΔVobjpcc，j得以消除，即應滿足如下等式關系:

于是可得決策結果為:

3.2 基于線性規劃模型的優化決策方法

ΔQi的決策問題還可由如下線性規劃模型［28］加以解決。

1）目標函數

式中:ci為無功補償站i的控制代價，單位元/Mvar。

2）約束條件

式（25）目標函數追求控制代價最小化。當將Ωj，new中所有參與調控無功補償站的ci均設為相等時，控制代價最小化將等價于控制總量最小化。

式（26）為待控風電場并網節點j的電壓偏差均由參與調控無功補償站通過增援調控方式改善時的等式約束；式（27）為反映各參與調控無功補償站增發/少發的無功功率不超過由其獨立承擔增援調控任務時的量的不等式約束。由于ΔQdai已經考慮了電壓Vi和Vk的限值要求，在滿足約束式（27）的條件下，節點i和k的電壓幅值會自動處于對應的上、下限范圍內，故約束條件中不再顯性包含該不等式約束。

由于本節中搭建的是低維線性規劃模型，故很容易快速求解出ΔQi（i∈Ωj，new）。

3.3 決策方法的算法步驟與實現流程

圖2 所示為系統側對某風電場并網節點電壓實施增援調控時的具體決策過程。

圖2 增援調控決策流程圖Fig.2 Decision-making flow chart of reinforcing dispatch and control

該流程適用于如下2 種模式:對短期預防性決策模式，即基于短期發電及負荷預測數據，進行潮流計算預估相應預防性決策時窗內的電壓走勢；對超短期預防性決策模式，即基于超短期內風電出力波動的預測數據，能量管理系統進行潮流計算預估相應預防性決策時窗內的電壓走勢。對于其中任意一種決策模式，若并網節點j電壓正常，則決策模塊一直處于待命狀態；若風電場并網節點j的電壓越限，則繼續以下步驟。

步驟1:判斷風電場j是否發出增援調控請求，若沒有則該模塊處于待命狀態，若發出請求則執行步驟2。

步驟2:計算ΔVobjpcc，j=Vobjpcc，j-VBpcc，j。

步驟3:基于2.2.2 節對系統側參與調控無功補償站進行優選。

步驟4:基于3.1 節或3.2 節中提出的方法，分別計算參與調控補償站的決策量。

步驟5:對計算結果進行潮流校核，通過后將無功補償增量任務分攤給有關補償站執行。

步驟6:判斷風電場并網節點j是否發出新的請求，若發出請求則會發出新一輪增援調控請求信號，若未發出請求則模塊重新進入待命狀態。

步驟7:判斷參與調控補償站的無功裕度是否充足，若余量為0 則執行步驟8，若有余量則返回步驟2。

步驟8:實施輔助調壓措施，調節該風電場或其他風電場的無功出力，或請求其他常規電源參與增援調控。

步驟9:并網節點j電壓恢復至系統規定的范圍內則調壓結束。

4 算例分析

4.1 基礎數據

算例系統在IEEE 39 節點系統基礎上進行部分改動后獲得（見圖3），基準電壓為345 kV，基準功率為100 MVA。要求增援調控策略實施后，并網點電壓恢復至0.97～1.05（標幺值）。具體改動包括:①在節點16（PCC）處接入1 個等效電源，同時取消該節點原先的負荷，該等效電源為計及風電場內機組輸出、場內無功源輸出、場內線路損耗以及場用電（含就地負荷）形成的等效模型；②設參與風電場并網節點電壓增援調控的候選無功補償站為鄰近的節點15、17、19、21 和24，每個補償站內無功補償設備不限于靜止無功補償器（SVC）、電容器組、調相機，且后文計算出的補償站決策解為該節點無功源的總無功輸出。

圖3 改進的IEEE 39 節點系統Fig.3 Modified IEEE 39-bus system

4.2 模擬工況

在4.1 節給出的系統模型數據基礎上，模擬4 種系統運行工況。負荷總有功和無功消耗與風電場等效有功和無功輸出見表1，每個節點的有功和無功負荷具體見附錄A 表A1 至表A4。

表1 4 種模擬工況下的系統狀態信息Table 1 System state information under four simulated conditions

在表1 的4 種模擬運行工況下，候選無功補償站所在節點15、17、19、21 和24 及其周邊部分節點的電壓水平列于表2。表中同時給出了節點的電壓限值。

表2 4 種模擬工況下的部分節點電壓Table 2 Voltage of partial nodes under four simulated conditions

4.3 增援調控決策過程計算結果

由表2 可知，4 種運行工況下的風電場PCC 電壓均不在電壓規定范圍內。此時，若希望通過網側無功補償站的增援調控輔助風電場PCC 電壓能夠恢復至0.99（標幺值），則需要從候選的5 個站點中進行優選決策。為驗證本文創新點，針對所提出的2 種方法，基于附錄B 中闡述的2 種方法（方法3 和4）設置了2 組對比算例。

4.3.1 候選站優選指標計算結果

1）泄流比指標α與電壓-無功調節自（互）靈敏度系數β計算結果

在模擬工況下，令5 個補償站增發的無功功率為0.01（標幺值），基于式（1）與無功增發前后的系統潮流結果，計算出5 個候選無功補償站的泄流比指標，具體結果見附錄A 表A5。由表A5 可見，在運行工況1 下，以候選補償站15 為例，若令該站增發無功功率，則只有67.17%流向風電場（節點16），剩余的32.83%流向了周邊的節點14。若只考慮運行工況1 下的5 個補償站的泄流比結果，選擇調控候選站24 增補無功功率，相對于其他候選站效果更佳。

在模擬工況下，令每個補償站增發0.01（標幺值）的無功功率，基于式（4）至式（6）、式（14）與無功增發前后的系統潮流結果，計算出5 個候選無功補償站的電壓-無功自（互）靈敏度系數指標，計算結果見附錄A 表A6。

2）供給保障度指標η計算結果

由式（7）可求出某無功補償站單獨承擔增援調控任務時的無功增發量ΔQdemi，以及考慮補償站剩余的無功容量裕度、補償站和周邊變電站節點電壓限值約束后的可行增發空間ΔQdai，從而利用式（13）求出無功需求保障度指標，指標結果見附錄A表A7。

3）電壓支撐度指標γ計算結果

由式（20）可求出無功補償站對風電場并網點電壓實施增援調控時的電壓支撐度，指標結果見附錄A 表A8。

4.3.2 補償站優選結果

由于本算例需要使風電場PCC 電壓調整至電壓規定范圍內，而風電場周邊具有電壓調整空間且具有無功增發潛力的鄰近變電站只有15、17、19、21和24，故將它們全部納入初選范疇。于是，接下來分別針對4 種模擬運行工況，對5 個補償站進行優先級排序。

以模擬運行工況1 為例，由附錄A 表A5 泄流比指標排出5 個候選站參與調控優先級由高到低依次為:站24、站15、站17、站21、站19；由表A5 保障度指標排出的優先級為:站15、站21、站24、站17、站19；由表A6 支撐度指標排出的優先級為:站24、站17、站15、站21、站19。依據設定的泄流比、保障度和支撐度的閾值，剔除不滿足條件的無功補償站，即確定模擬運行工況1 中最終參與增援調控的補償站為站15 和站24。并依據以上方法，形成每一個模擬運行工況下的補償站候選集合Ωj，new。

4.3.3 補償站增援調控量決策結果

1）基于綜合排序結果的啟發式決策方法的決策解

根據保障度ηi和電壓支撐度γi，j，分別計算得出4 種運行工況下補償站的綜合權重系數ωi列于附錄A 表A9。另外，不考慮泄流效應的影響，只考慮電壓靈敏度定義的ω′i的計算結果也列于表A9。依照前文所述，綜合表A9 中ωi的計算結果和補償站候選集合Ωj，new計算出4 種運行工況下的補償站決策解（啟發式解1、2、3、4），以及不考慮泄流效應的補償站決策解（靈敏度解1′、2′、3′、4′）如圖A1 所示，每個補償站決策量數值見表A10。

由附錄A 圖A1 可知，相比于只考慮補償站的電壓靈敏度，基于綜合排序結果的啟發式決策方法計算出的補償站總決策量較小，參與增援調控的補償站數目較少，若每個補償站調節成本一致，則基于啟發式決策方法的補償站調節總成本低于只考慮補償站電壓靈敏度的決策方法的補償站調節總成本。

將啟發式決策解和靈敏度解分別代入潮流程序進行檢驗，可得施加增援調控后4 種模擬運行工況下的系統狀態，如附錄A 表A11 所示?？梢?，僅從技術特性而言，2 種決策結果中風電場PCC 電壓均與設定的目標值0.99（標幺值）非常接近（最大相對誤差發生在啟發式解4 中，為0.515 1%），符合工程應用要求。另外，在補償站實施增援調控的過程中，其周邊非待控節點的電壓也未發生越限的情況。

2）基于線性規劃模型的優化決策方法的決策解

假設5 個補償站調控成本相同，則控制代價最小化將等價于所有補償站無功增量絕對值的總量最小化?；诰€性規劃模型計算補償站候選集合Ωj，new中4 種運行工況下補償站決策解（線性規劃解1、2、3、4），以及不考慮泄流效應的補償站決策解（線性規劃解1′、2′、3′、4′）如附錄A 圖A2 所示，每個補償站決策量數值見表A10。

將附錄A 圖A2 中2 種線性規劃模型的決策結果代入潮流程序進行檢驗，可得施加增援調控的系統狀態，如表A12 所示?？梢?，2 種決策結果對應的風電場PCC 電壓均與設定的目標值0.99（標幺值）非常接近（最大相對誤差發生在線性規劃解4′中，為0.551 0%），符合工程應用要求。另外，針對線性規劃解1～4 對應的系統調控效果，未發生非待控節點電壓越限的情況。針對線性規劃解3′和4′對應的系統調控效果，出現周邊鄰近節點（節點15）的電壓越限情況。

通過調壓方法的算例對比，驗證了本文所提出方法的有效性。又因為在風電場內部增加無功補償裝置導致產生了額外的設備投入成本及維護成本，本文方法中調節成本的產生來源于主網側補償站內富裕無功設備的動作。這類調節成本低于前一種方法中的總經濟成本，且在時效性方面能及時解決風電場并網點電壓越限的問題，因此本文提出的方案優于在風電場內部增加無功補償設備的方案。

4.3.4 分析與討論

本文研究的風電場并網點電壓增援調控問題，重點關注的是風電場并網點及其周邊節點（即定義的非待控節點）的電壓質量問題，屬于局部電網（節點）的電壓重點調控問題，因此，所建立的求解模型只需為實現局部系統優化的小型模型。

另外，模型中只有節點電壓-無功調節靈敏度系數等相關物理量的基礎信息，來自常規潮流計算結果，其余無須依賴更為復雜的全網無功調度模型及其優化結果［29-30］。因此，方法既考慮了全網運行條件變化后的關鍵潮流信息，保障決策結果具有對電網運行方式變化的適應性，又降低了不必要的復雜計算，有利于重點針對風電場PCC 電壓調控問題精準施策。

因此，本文在建模復雜度和計算規模均降低的情況下，做到了面向技術指標及面向技術和經濟指標綜合要求時的高效決策，其電壓調控效果經全網潮流計算檢驗，能夠滿足風電場并網點電壓增援調控決策的需要。

5 結語

本文針對調控系統側無功資源對風電場并網點電壓實施增援的問題，從考慮無功補償增量泄流現象出發，研究并提出了參與調控補償站的篩選方法和調控任務分配決策方法。所得結論主要如下。

1）對無功資源缺乏的風電場并網點電壓實施系統側增援調控時，無功泄流比較小的補償站應優先考慮列入參與調控補償站集合。

2）在參與調控補償站滿足增援調控基本條件的前提下，無功供給保障度和電壓支撐度大者優先考慮參與增援調控并承擔較大補償份額。

3）針對篩選出的參與調控補償站集合進行增援調控任務分配時，啟發式決策方法更側重于對技術性能的考慮，而線性規劃模型決策方法可綜合考慮技術、經濟兩方面性能，是二者決策的結果，只要參與調控補償站提供的總調控能力足夠，均可使并網點電壓調整至設定的目標值；結合問題特點采用的線性規劃模型具有簡便、高效決策的特點，能夠適應局部電網并網點電壓控制問題的需要。

4）本文方法可推廣應用于無功薄弱的負荷或電源（待控）節點周邊（中等電氣聯系緊密度）存在的這樣一類補償站:自身具有富裕無功補償資源且對待控節點進行增援補償的無功泄流比較??；當電網局部存在多個待控節點和多個補償站節點，且相互之間影響關系復雜，或增援調控決策結果受運行方式影響多變時，方法相對于傳統大規模無功優化方法的優勢將變弱。

本文受到智能電網保護和運行控制國家重點實驗室資助的開放課題（新能源高滲透率區域電網多無功源協調控制方法研究，SGNR0000KJJS1907537)的資助，特此感謝！

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