一种引入预测信息的风电场综合无功电压控制方法，分为计划模式、在线模式和紧急模式，计划模式引入电网的运行计划和风电场的功率预测信息，综合考虑电网、风电场、风电机组的安全性与风电场的经济性，提前制定离散调节设备的控制方案；在线模式在离散调节设备控制的基础上，综合考虑电网、风电场、风电机组的安全性与风电场的经济性，计算连续调节设备的调节量；紧急模式在实际运行中，扰动持续时间非常短暂，各无功补偿装置与风电场综合无功电压控制系统难以完成通信，风电场综合无功电压控制系统无法对无功补偿装置进行控制，因此设计各无功补偿设备在紧急模式下采取本地无功控制，本发明具有控制鲁棒性、可靠性强的优点。
1.一种引入预测信息的风电场综合无功电压控制方法，其特征在于：分为计划模式、在线模式和紧急模式；
计划模式：引入电网的运行计划和风电场的功率预测信息，综合考虑电网、风电场、风电机组的安全性与风电场的经济性，提前制定离散调节设备的控制方案，具体步骤如下：a-1）风电场向电网调度中心滚动发送未来6-8小时的风电场功率预测信息，电网调度中心向风电场滚动下发未来6-8小时的电网运行计划和风电场的无功电压控制目标；
a-2)根据风电场的实际情况，定义计划模式下的安全性指标与经济性指标，并选择相应的合适的权重，离散设备的寿命受调节次数的限制，因此定义离散设备的调节费用为经济性指标：E1=ncCc+ntCt （1a）
由于动态无功补偿装置能够有效改善风电场在受扰下的电压，故在保证同等控制质量的前提下，需要为紧急状态保留一定的动态无功容量，因此定义安排的动态无功功率的相对使用量为安全性指标：式中：E1,S1分别为经济性指标、安全性指标，nc,nt分别为电容器和有载调压变压器分接头的调节次数，Cc,Ct分别为电容器和有载调压变压器分接头的单位调节成本，Qdz(t), 分别为t时刻安排的动态无功出力和动态无功容量，S1为对动态无功相对使用量在未来6小时（从t1到t1+6h）的积分，a-3)根据滚动的风电场功率预测信息与电网下发的控制目标，风电场综合无功电压控制系统每隔6-8小时进行综合考虑经济性与安全性的优化计算，得到未来6-8小时的离散调节设备的控制计划：目标函数如式（2）：
minF1=A1E1+A2S1+λCE1 （2）式中：A1,A2分别为经济性指标与安全性指标的权重系数，CE1为对电网调度控制目标跟踪的偏差，如式（3）所示，λ为罚系数，式中： Vpcc(t)分别为t时刻电网调度下达的PCC点电压的控制目标与大致实际值，约束条件：
风电场内各节点电压须满足电压安全性约束，PCC点的电压需满足风电场的并网标准，如式（4a）、(4b)所示：
式中：Vi, 分别为集群风电系统节点i与风电场k的PCC点的电压，ii)无功容量约束
受逆变器容量限制，双馈风电机组的无功容量随有功出力的增加而减小，因此采用风电机组调节无功时需考虑其容量的约束，如式（5）所示：同时，由于风功率预测只能预测到整个风电场的总有功出力，不能精确地预测每台风电机组的有功出力，因此在计算所有风电机组的总无功容量时，需将整个风电场等值为一台机进行计算：式中：Qgz, 分别为所有双馈风电机组总无功、总无功最小值与最大值，iii)潮流约束
式中：Vj代表节点j的电压，Gij为节点i和j之间的电导，Bij为节点i和j之间的电纳，θij为节点i和j之间的电压相角差，Pi,Qi,Vi,分别为节点注入有功、无功、节点i的电压，Gij+jBij为节点i和j之间的电导和电纳，Gii+jBii为节点i自导纳；
式中：Ti,Ti+1分别为电容器的第i，i+1次投切时间，Titer为电容器的最小投切时间间隔，v)调节次数约束
电容器组和有载调压变压器的寿命受调节次数的影响，因此有最大投切次数的限制：n≤nmax （8）
将得到的各无功调节设备的控制计划按照“时间、控制目标”的指令形式下发至各自的本地控制器中；
a-4）各离散调节设备根据本地控制器的指令进行调节；
在线模式：在离散调节设备控制的基础上，综合考虑电网、风电场、风电机组的安全性与风电场的经济性，计算连续调节设备的调节量，具体步骤如下：b-1）定义风电场的网损和弃风所产生的费用为经济性指标E2，由于双馈风电机组的视在功率越大，穿越故障的可能性越小，因此定义各台双馈风电机组的相对视在功率之和为安全性指标S2，E2=b1Ploss+b2ΔPgz （9a）
式中：b1,b2为权重，Ploss,ΔPgz为网损和弃风功率，Si表示第i台风电机组的视在功率，n为风电机组的台数，SN为风电机组的额定视在功率，b-2）每隔10-30秒根据当前t时刻风电场的运行状态与无功电压控制目标，进行综合考虑经济性与安全性的优化计算，得到各风电机组的控制指令：目标函数为：
minF2=B1E2+B2S2+λCE2 （10）式中：B1,B2分别为权重，CE2为控制效果，具体如式（11）所示，约束条件包括电压安全性约束、潮流约束，见式（4a）、(4b)、式（6a）、（6b），同时，还包括各台风电机组的无功容量约束，如式（12）所示：
式中：Vi, 分别为集群风电系统节点i与风电场k的PCC点的电压，式中：Vj代表节点j的电压，Gij为节点i和j之间的电导，Bij为节点i和j之间的电纳，θij为节点i和j之间的电压相角差，Pi,Qi,Vi,j分别为节点注入有功、无功、节点i的电压，Gij+jBij为节点i和j之间的导纳，Gii+jBii为节点i自导纳；
式中： Qgi为第i台风电机组的最小无功容量、最大无功容量和无功发生量，将得到的各风电机组的有功、无功功率指令下发至各风电机组的本地控制器中，b-3）各风电机组根据本地控制器的指令进行调节；
根据式(13)计算SVC/STATCOM的控制指令：式中：k为控制灵敏度，根据雅克比矩阵或网络等值可计算得到，ΔQsvc为SVC需增加的无功补偿量，ΔUpcc为控制目标偏差，b-4）将计算得到的SVC/STATCOM的控制目标发送到本地控制器中，以较短的时间段
1-5秒为控制周期，利用SVC/STATCOM实现对电网调度指令的闭环跟踪；
紧急模式：在实际运行中，扰动持续时间非常短暂，各无功补偿装置与风电场综合无功电压控制系统难以完成通信，风电场综合无功电压控制系统无法对无功补偿装置进行控制，因此设计各无功补偿设备在紧急模式下采取本地无功控制，在紧急模式下，具体的控制方法如下：c-1）根据自身的端电压判断是否受扰，依据大于1.1p.u.或小于0.9p.u.，受扰后各无功补偿装置的控制模式由计划模式、在线模式切换到紧急模式；
c-2）SVC/STATCOM的控制目标为端电压参考值为1.0p.u.，故障切除后控制模式转换到在线模式；
c-3）紧急模式下不对电容器组进行投切，故障切除后，电容器组的控制模式转换到计划模式、在线模式。
一种引入预测信息的风电场综合无功电压控制方法
技术领域
[0001] 本发明属于并网风电场的安全经济运行与控制技术领域，尤其涉及一种引入预测信息的风电场综合无功电压控制方法。
背景技术
[0002] 国内风电集群开发、接入弱电网、长距离传输的特点使得无功电压问题非常突出。目前，各风电场安装了大量的、多类型的无功调节装置，但现场的运行情况表明，充裕的无功调节装置并未有效解决风电场的电压、功率因数合格率偏低的问题。
[0003] 关于风电场无功电压控制的研究，国内外有很多学者提出利用双馈风电机组的无功调节能力，将风机群综合为一个连续可控的无功源，这种控制策略具有调节范围大且响应快速的优点。但是，该控制策略无法保障高有功出力下的风电场及电网的安全性，也对参与无功调节的双馈风电机组在扰动时的安全性造成了威胁。还有文献讨论了风电场无功配置的整定方法与电容器的投切方案，为风电场额外配置了无功调节装置，但是，SVC/STATCOM由于价格昂贵，安装容量较小，并且故障率高；电容器受调节时间间隔的限制，频繁调节易增大调节成本。因此，为保证各种工况下电网、风电场的电压安全性、风电机组的安全性，并提高风电场运行中的经济性，风电场需综合利用多种无功补偿装置。
[0004] 风电场的无功电压调节手段包括离散调节设备(如电容器、电抗器和有载调压变压器分接头)和连续调节设备(如SVC、STATCOM和双馈风电机组)。目前关于各种无功调节设备的综合利用的研究较少，且往往在单个或少量时间断面进行仿真验证。这类策略的缺点是主要是离散设备的使用过度：一方面因风速的波动而频繁调节，增大调节成本，降低风电场的经济性；另一方面受到调节时间间隔的限制不能补偿风速的快速波动，危害安全性。有专利提出了综合利用各种无功补偿设备，但是仅给出了计算总无功补偿量的方法，各无功调节装置的无功分配方案并未给出。还有专利提出了基于神经网络与模糊控制的风电场无功电压控制策略，虽然考虑了综合利用各种无功补偿装置，但仅给出了风电机组的无功分配方案，离散设备与连续设备的无功分配方案并未给出，该控制策略过度依赖专家经验和风电场大量的历史统计数据，一旦系统运行方式或网络拓扑发生较大变化，依据历史统计数据得到的控制策略的正确性将难以保证。总体来看，不同的研究均是仅讨论了单类型的无功控制方案，多类型的无功调节设备的协调方案并未给出。针对的时间尺度也较为单一，未考虑电网、风电场、风电机组等多方的安全性与风电场运行经济性的协调。
发明内容
[0005] 为了克服上述现有技术的缺点，本发明的目的在于提供一种引入预测信息的风电场综合无功电压控制方法，针对风电场已安装了充足的无功补偿装置，仍缺乏具体协调策略的实际情况，引入电网的运行计划与风电场的功率预测信息，综合利用各种无功补偿设备的协调，以保证风电场的无功电压安全性，并尽量提高风电场运行的经济性。
[0006] 为了达到上述目的，本发明采取的技术方案为：
[0007] 一种引入预测信息的风电场综合无功电压控制方法，分为计划模式、在线模式和紧急模式。
[0008] 计划模式：风电场综合无功电压控制系统首先根据每隔6-8小时的滚动的风电场超短期功率预测信息与电网下发的控制目标，进行综合考虑经济性与安全性的优化计算，得到离散调节设备未来6-8小时的控制计划与大致的动态无功出力。具体步骤如下：
[0009] a-1)风电场向电网调度中心滚动发送未来6-8小时的风电场功率预测信息，电网调度中心向风电场滚动下发未来6-8小时的电网运行计划和风电场的无功电压控制目标；
[0010] a-2)根据风电场的实际情况，定义计划模式下的安全性指标与经济性指标，并选择相应的合适的权重，离散设备的寿命受调节次数的限制，因此定义离散设备的调节费用为经济性指标：
[0011] E1＝ncCc+ntCt(1a)
[0012] 由于动态无功补偿装置能够有效改善风电场在受扰下的电压，故在保证同等控制质量的前提下，需要为紧急状态保留一定的动态武功容量。因此定义安排的动态无功功率的相对使用量为安全性指标：
[0013]
[0014] 式中：E1，S1分别为经济性指标、安全性指标。nc，nt分别为电容器和有载调压变压器分接头的调节次数。Cc，Ct分别为电容器和有载调压变压器分接头的单位调节成本。Qdz(t)， 分别为t时刻安排的动态无功出力和动态无功容量。S1为对动态无功相对使用量在未来6小时(从t1到t1+6h)的积分。
[0015] a-3)根据滚动的风电场功率预测信息与电网下发的控制目标，风电场综合无功电压控制系统每隔6-8小时进行综合考虑经济性与安全性的优化计算，得到未来6-8小时的离散调节设备的控制计划：
[0016] 目标函数如式(2)：
[0017] mmF1＝A1E1+A2S1+λCE1(2)
[0018] 式中：A1，A2分别为经济性指标与安全性指标的权重系数。CE1为对电网调度控制目标跟踪的偏差，如式(3)所示，λ为罚系数。
[0019]
[0020] 式中： Vpcc(t)分别为t时刻电网调度下达的PCC点电压的控制目标与大致实际值。
[0021] 约束条件：
[0022] i)电压约束
[0023] 风电场内各节点电压须满足电压安全性约束，PCC点的电压需满足风电场的并网标准，如式(4)所示：
[0024] 0.9≤Vi≤1.1(4a)
[0025]
[0026] 式中：Vi， 分别为集群风电系统节点i与风电场k的PCC点的电压。
[0027] ii)无功容量约束
[0028] 受逆变器容量限制，双馈风电机组的无功容量随有功出力的增加而减小，因此采用风电机组调节无功时需考虑其容量的约束，如式(5)所示：同时，由于风功率预测只能预测到整个风电场的总有功出力，不能精确地预测每台风电机组的有功出力，因此在计算所有风电机组的总无功容量时，需将整个风电场等值为一台机进行计算：
[0029]
[0030] 式中：Qgz， 分别为所有双馈风电机组总无功、总无功最小值与最大值。
[0031] iii)潮流约束
[0032]
[0033]
[0034] 式中：Pi，Qi，Vi，θij分别为节点注入有功、无功、节点i的电压、节点i和j之间的电导和功角，Gij+jBij为节点i和j之间的导纳，Gii+jBii为节点i自导纳；
[0035] iv)调节时间间隔约束
[0036] 为保护电容器组，其控制应受到投切时间间隔的限制：
[0037] Ti+1-Ti≥Titer(7)
[0038] 式中：Ti，Ti+1分别为电容器的第i，i+1次投切时间，Titer为电容器的最小投切时间间隔。
[0039] v)调节次数约束
[0040] 电容器组和有载调压变压器的寿命受调节次数的影响，因此有最大投切次数的限制：
[0041] n≤nmax (8)
[0042] 式中：n为日投切次数，nmax为日最大投切次数。
[0043] 将得到的各无功调节设备的控制计划按照“时间、控制目标”的指令形式下发至各自的本地控制器中；
[0044] a-4)各离散调节设备根据本地控制器的指令进行调节。
[0045] 在线模式：在离散调节设备控制的基础上，综合考虑电网、风电场、风电机组的安全性与风电场的经济性，计算连续调节设备的调节量，具体步骤如下：
[0046] b-1)定义风电场的网损和弃风所产生的费用为经济性指标E2，由于双馈风电机组的视在功率越大，穿越故障的可能性越小，因此定义各台双馈风电机组的相对视在功率之和为安全性指标S2。
[0047] E2＝b1Ploss+b2ΔPgz(9a)
[0048]
[0049] 式中：b1，b2为权重，Ploss，ΔPgz为网损和弃风功率，Si表示第i台风电机组的视在功率，n为风电机组的台数，SN为风电机组的额定视在功率。
[0050] b-2)每隔10-30秒根据当前风电场的运行状态与无功电压控制目标，进行综合考虑经济性与安全性的优化计算，得到各风电机组的控制指令：
[0051] 目标函数为：
[0052] minF1＝B1E2+B2E2+λCE2(10)
[0053] 式中：B1，B2分别为权重，CE2为控制效果，具体如式(11)所示。
[0054]
[0055] 约束条件包括电压安全性约束、潮流约束，见式(4)、式(6)。同时，还包括各台风电机组的无功容量约束，如式(12)所示：
[0056] 0.9≤Vi≤1.1(4a)
[0057]
[0058] 式中：Vi， 分别为集群风电系统节点i与风电场k的PCC点的电压。
[0059]
[0060]
[0061] 式中：Pi，Qi，Vi，θij分别为节点注入有功、无功、节点i的电压、节点i和j之间的电导和功角，Gij+jBij为节点i和j之间的导纳，Gii+jBii为节点i自导纳；
[0062]
[0063] 式中： Qgi为第i台风电机组的最小无功容量、最大无功容量和无功发生量。
[0064] 将得到的各风电机组的有功、无功功率指令下发至各风电机组的本地控制器中；
[0065] b-3)各风电机组根据本地控制器的指令进行调节；
[0066] 根据式(13)计算SVC/STATCOM的控制指令：
[0067]
[0068] 式中：k为控制灵敏度，根据雅克比矩阵或网络等值可计算得到，具体计算方法见文献。ΔQsvc为SVC需增加的无功补偿量，ΔUpcc为控制目标偏差。
[0069] b-4)将计算得到的SVC/STATCOM的控制目标发送到本地控制器中，以较短的时间段1-5秒为控制周期，利用SVC/STATCOM实现对电网调度指令的闭环跟踪。
[0070] 紧急模式：在实际运行中，扰动持续时间非常短暂，各无功补偿装置与风电场综合无功电压控制系统难以完成通信，风电场自动电压控制系统无法对无功补偿装置进行控制，因此设计各无功补偿设备在紧急模式下采取本地无功控制，在紧急模式下，具体的控制方法如下：
[0071] c-1)根据自身的端电压判断是否受扰，依据大于1.1或小于0.9p.u.，受扰后各无功补偿装置的控制模式由计划模式、在线模式切换到紧急模式；
[0072] c-2)SVC/STATCOM的控制目标为端电压参考值为1.0p.u.，故障切除后控制模式转换到在线模式；
[0073] c-3)紧急模式下不对电容器组进行投切，故障切除后，电容器组的控制模式转换到计划模式、在线模式。
[0074] 本发明的有益效果是，风电场无功补偿协调控制模型引入了电网的运行信息与风电场的功率预测信息，综合考虑了各无功补偿设备的调节特点的影响，协调控制方案具有普遍适用性，便于应用于实际，能显著提高电网、风电场、风电机组等多方的安全性和风电场运行的经济性，即使在通信中断的情况下，依然能保证风电场的基本安全性，还考虑了扰动下的控制方案，具有控制鲁棒性、可靠性强的优点。
附图说明
[0075] 图1为风电场综合无功电压控制的通信结构。
[0076] 图2为风电场综合无功电压控制系统的整体控制策略。
[0077] 图3为无功调节设备的控制模式切换。
具体实施方式
[0078] 下面结合实施例对本发明做详细描述。
[0079] 目前，国内大多风电场的变电站、风机、SVC/STATCOM均有一套基于不同通信规约的数据采集与控制系统，通信结构如图1所示。风电场综合无功电压控制系统通过与电网调度、风电场功率预测系统和风电场内的各无功设备的监控系统的通信，实现对风电场的无功管理与电压控制。风电场综合无功电压控制系统通过变电站SCADA实现与有载调压变压器和电容器/电抗器组的通信与控制，通过风机SCADA实现与各风机的通信与控制，通过SVC/STATCOM的SCADA系统实现与SVC/STATCOM的通信与控制。
[0080] 风电场综合无功电压控制的整体控制框架如图2所示。风电场功率预测系统向风电场综合无功电压控制系统与电网调度滚动发送风电场的功率预测信息，电网调度根据风电场的功率预测信息、无功电压可运行域信息与当地的负荷预测信息，制定未来一段时间内的运行计划，并向风电场下发未来一段时间内的无功电压控制目标。
[0081] 风电场综合无功电压控制系统根据电网的运行计划、无功电压控制目标与风功率预测信息，分阶段制定各无功补偿装置的控制策略。根据滚动的风电场超短期功率预测信息与电网下发的控制目标，风电场综合无功电压控制系统每隔6-8小时进行综合考虑经济性与安全性的优化计算，得到未来6-8小时的电容器组与有载调压变压器分接头的控制计划，并下发至各自的本地控制器。本地控制的优点是可以在通信中断的情况下，仍初步保证风电场的电压安全性。离散设备进行大幅补偿后，利用动态无功补偿装置实时跟踪电网调度的控制目标。考虑到若同时控制SVC/STATCOM和双馈风电机组，易引起反复调节，因此应将两者的控制时间尺度拉开。而双馈风电机组通信可靠度低，延时大，因此将双馈风电机组与SVC/STATCOM的控制周期分别设为10-30秒与1-5秒。在电容器组与有载调压变压器控制的基础上，每隔10-30秒钟根据当前风电场的运行状态与无功电压控制目标，进行综合考虑经济性与安全性的优化计算，得到各风电机组的控制指令。最后，以1-5秒为控制周期，利用SVC/STATCOM实现对电网调度指令的闭环跟踪。
[0082] 一种引入预测信息的风电场综合无功电压控制方法分为计划模式、在线模式和紧急模式。
[0083] 计划模式：风电场综合无功电压控制系统首先根据每隔6-8小时的滚动的风电场超短期功率预测信息与电网下发的控制目标，进行综合考虑经济性与安全性的优化计算，得到离散调节设备未来6-8小时的控制计划与大致的动态无功出力。具体步骤如下：
[0084] a-1)风电场向电网调度中心滚动发送未来6-8小时的风电场功率预测信息，电网调度中心向风电场滚动下发未来6-8小时的电网运行计划和风电场的无功电压控制目标；
[0085] a-2)根据风电场的实际情况，定义计划模式下的安全性指标与经济性指标，并选择相应的合适的权重，离散设备的寿命受调节次数的限制，因此定义离散设备的调节费用为经济性指标：
[0086] E1＝ncCc+ntCt(1a)
[0087] 由于动态无功补偿装置能够有效改善风电场在受扰下的电压，故在保证同等控制质量的前提下，需要为紧急状态保留一定的动态武功容量。因此定义安排的动态无功功率的相对使用量为安全性指标：
[0088]
[0089] 式中：E1，S1分别为经济性指标、安全性指标。nc，nt分别为电容器和有载调压变压器分接头的调节次数。Cc，Ct分别为电容器和有载调压变压器分接头的单位调节成本。Qdz(t)， 分别为t时刻安排的动态无功出力和动态无功容量。S1为对动态无功相对使用量在未来6小时(从t1到t1+6h)的积分。
[0090] a-3)根据滚动的风电场功率预测信息与电网下发的控制目标，风电场综合无功电压控制系统每隔6-8小时进行综合考虑经济性与安全性的优化计算，得到未来6-8小时的离散调节设备的控制计划：
[0091] 目标函数如式(2)：
[0092] minF1＝A1E1+A2S1+λCE1(2)
[0093] 式中：A1，A2分别为经济性指标与安全性指标的权重系数。CE1为对电网调度控制目标跟踪的偏差，如式(3)所示，λ为罚系数。
[0094]
[0095] 式中： Vpcc(t)分别为t时刻电网调度下达的PCC点电压的控制目标与大致实际值。
[0096] 约束条件：
[0097] i)电压约束
[0098] 风电场内各节点电压须满足电压安全性约束，PCC点的电压需满足风电场的并网标准，如式(4)所示：
[0099] 0.9≤Vi≤1.1(4a)
[0100]
[0101] 式中：Vi， 分别为集群风电系统节点i与风电场k的PCC点的电压。
[0102] ii)无功容量约束
[0103] 受逆变器容量限制，双馈风电机组的无功容量随有功出力的增加而减小，因此采用风电机组调节无功时需考虑其容量的约束，如式(5)所示：同时，由于风功率预测只能预测到整个风电场的总有功出力，不能精确地预测每台风电机组的有功出力，因此在计算所有风电机组的总无功容量时，需将整个风电场等值为一台机进行计算：
[0104]
[0105] 式中：Qgz， 分别为所有双馈风电机组总无功、总无功最小值与最大值。
[0106] iii)潮流约束
[0107]
[0108]
[0109] 式中：Pi，Qi，Vi，θij分别为节点注入有功、无功、节点i的电压、节点i和j之间的电导和功角，Gij+jBij为节点i和j之间的导纳，Gii+jBii为节点i自导纳；
[0110] iv)调节时间间隔约束
[0111] 为保护电容器组，其控制应受到投切时间间隔的限制：
[0112] Ti+1-Ti≥Titer(7)
[0113] 式中：Ti，Ti+1分别为电容器的第i，i+1次投切时间，Titer为电容器的最小投切时间间隔。
[0114] v)调节次数约束
[0115] 电容器组和有载调压变压器的寿命受调节次数的影响，因此有最大投切次数的限制：
[0116] n≤nmax (8)
[0117] 式中：n为日投切次数，nmax为日最大投切次数。
[0118] a-4)将得到的各无功调节设备的控制计划按照“时间、控制目标”的指令形式下发至各自的本地控制器中；
[0119] a-5)各离散调节设备根据本地控制器的指令进行调节。
[0120] 在线模式：在离散调节设备控制的基础上，综合考虑电网、风电场、风电机组的安全性与风电场的经济性，计算连续调节设备的调节量，具体步骤如下：
[0121] b-1)定义风电场的网损和弃风所产生的费用为经济性指标E2，由于双馈风电机组的视在功率越大，穿越故障的可能性越小，因此定义各台双馈风电机组的相对视在功率之和为安全性指标S2。
[0122] E2＝b1Ploss+b2ΔPgz(9a)
[0123]
[0124] 式中：b1，b2为权重，Ploss，ΔPgz为网损和弃风功率，Si表示第i台风电机组的视在功率，n为风电机组的台数，SN为风电机组的额定视在功率。
[0125] b-2)每隔10-30秒根据当前风电场的运行状态与无功电压控制目标，进行综合考虑经济性与安全性的优化计算，得到各风电机组的控制指令：
[0126] 目标函数为：
[0127] minF2＝B1E2+B2S2+λCE2(10)
[0128] 式中：B1，B2分别为权重，CE2为控制效果，具体如式(11)所示。
[0129]
[0130] 约束条件包括电压安全性约束、潮流约束，见式(4)、式(6)。同时，还包括各台风电机组的无功容量约束，如式(12)所示：
[0131]
[0132] 式中： Qgi为第i台风电机组的最小无功容量、最大无功容量和无功发生量。
[0133] 将得到的各风电机组的有功、无功功率指令下发至各风电机组的本地控制器中，[0134] b-3)各风电机组根据本地控制器的指令进行调节；
[0135] 根据式(13)计算SVC/STATCOM的控制指令：
[0136]
[0137] 式中：k为控制灵敏度，根据雅克比矩阵或网络等值可计算得到，具体计算方法见文献。ΔQsvc为SVC需增加的无功补偿量，ΔUpcc为控制目标偏差。
[0138] b-4)将计算得到的SVC/STATCOM的控制目标发送到本地控制器中，以较短的时间段1-5秒为控制周期，利用SVC/STATCOM实现对电网调度指令的闭环跟踪。
[0139] 紧急模式：在实际运行中，扰动持续时间非常短暂，各无功补偿装置与风电场自动电压控制系统AVC难以完成通信，风电场自动电压控制系统无法对无功补偿装置进行控制，因此设计各无功补偿设备在紧急模式下尽采取本地无功控制，在紧急模式下，具体的控制方法如下：
[0140] c-1)根据自身的端电压判断是否受扰，依据大于1.1或小于0.9p.u.，受扰后各无功补偿装置的控制模式由计划模式、在线模式切换到紧急模式；
[0141] c-2)SVC/STATCOM的控制目标为端电压参考值为1.0p.u.，故障切除后控制模式转换到在线模式；
[0142] c-3)紧急模式下不对电容器组进行投切，故障切除后，电容器组的控制模式转换到计划模式、在线模式。
